IRiESD – wersja 1.0 z 12 października 2011r.

Transkrypt

ARCTIC PAPER KOSTRZYN S.A.
ul. Fabryczna 1, 66-470 Kostrzyn nad Odrą
Przedsiębiorstwo Energetyki Przemysłowej
INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI
SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
WERSJA 1.0 Z DNIA 22.09.2011R.
Niniejsza instrukcja została opracowana przez Przedsiębiorstwo Energetyczne Arctic Paper Kostrzyn SA .
Instrukcja podlega zatwierdzeniu przez Prezesa Arctic Paper Kostrzyn S.A.
Tekst obowiązujący od dnia:…………………………………………….
Arctic Paper Kostrzyn SA
IRiESD
SPIS TREŚCI
I.
POSTANOWIENIA OGÓLNE ................................................................ 6
II.
PRZYŁĄCZANIE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ APK S.A.
URZĄDZEŃ WYTWÓRCZYCH, SIECI, URZĄDZEŃ ODBIORCÓW
KOŃCOWYCH ORAZ LINII BEZPOŚREDNICH ................................ 9
II.1.
II.2.
II.3.
ZASADY PRZYŁĄCZANIA ................................................................................... 9
ZASADY WZAJEMNEGO POŁĄCZENIA SIECI DYSTRYBUCYJNYCH
RÓśNYCH OPERATORÓW SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH................. 13
ZASADY ODŁĄCZANIA, WSTRZYMYWANIA I WZNOWIENIA
DOSTARCZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ ORAZ
ZAPRZESTANIA DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ ................ 14
II.3.1. Zasady odłączania................................................................................................... 14
II.3.2. Zasady wstrzymywania oraz wznowienia dostarczania energii elektrycznej.......... 15
II.3.3. Zasady zaprzestania oraz rozpoczęcia dostarczania energii elektrycznej
po zaprzestaniu dostarczania energii elektrycznej................................................... 16
II.4.
WYMAGANIA TECHNICZNE DLA URZĄDZEŃ
WYTWÓRCZYCH, SIECI, URZĄDZEŃ ODBIORCÓW, POŁĄCZEŃ
MIĘDZYSTEMOWYCH, LINII BEZPOŚREDNICH ORAZ
UKŁADÓW I SYSTEMÓW POMIAROWOROZLICZENIOWYCH . 16
II.4.1.
II.4.2.
II.4.3.
II.4.4.
Wymagania ogólne .................................................................................................. 16
Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci odbiorców.......................... 17
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych ............................................... 17
Wymagania techniczne dla układów elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej i urządzeń współpracujących.................................................... 18
II.4.5. Wymagania techniczne dla systemu nadzoru i telemechaniki. ............................... 26
II.4.6. Wymagania techniczne dla układów i systemów pomiarowo-rozliczeniowych. .... 27
II.4.7. Wymagania związane z systemami teletransmisyjnymi.......................................... 32
II.5.
DANE PRZEKAZYWANE DO APK S.A. PRZEZ PODMIOTY
PRZYŁĄCZONE I PRZYŁĄCZANE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
................................................................................................................. 32
II.5.1. Zakres danych .......................................................................................................... 32
II.5.2. Dane opisujące stan istniejący ................................................................................. 32
II.5.3. Dane prognozowane dla perspektywy czasowej określonej przez APK S.A.......... 34
III.
III.1.
III.2.
III.3.
III.4.
III.5.
III.6.
III.7.
III.8.
III.9.
EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI ..................... 35
PRZEPISY OGÓLNE ............................................................................................. 35
PRZYJMOWANIE URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI DO EKSPLOATACJI. 36
PRZEKAZANIE URZĄDZEŃ DO REMONTU LUB WYCOFYWANIEZ
EKSPLOATACJI .................................................................................................... 36
UZGADNIANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH Z APK S.A I OPERATORAMI
SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH.................................................................. 37
DOKUMENTACJA TECHNICZNA I PRAWNA ................................................. 37
REZERWA URZĄDZEŃ I CZĘŚCI ZAPASOWYCH.......................................... 38
WYMIANA INFORMACJI EKSPLOATACYJNYCH ......................................... 38
OCHRONA ŚRODOWISKA NATURALNEGO.................................................. 39
OCHRONA PRZECIWPOśAROWA .................................................................... 39
wersja 1.0 z dnia 22.9.2011r.
2/111
IRiESD
III.10. PLANOWANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH ................................................ 39
III.11. WARUNKI BEZPIECZNEGO WYKONYWANIA PRAC................................... 40
IV.
IV.1.
IV.2.
IV.3.
BEZPIECZEŃSTWO FUNKCJONOWANIA SYSTEMU
ELEKTROENERGETYCZNEGO ......................................................... 40
BEZPIECZEŃSTWO DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ, AWARIA
SIECIOWA I AWARIA W SYSTEMIE................................................................. 40
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ ................................ 41
WPROWADZANIE PRZERW ORAZ OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU I
POBORZE ENERGII ELEKTRYCZNEJ............................................................... 41
V.
WSPÓŁPRACA ARCTIC PAPER KOSTRZYN S.A. Z INNYMI
OPERATORAMI I PRZEKAZYWANIE INFORMACJI POMIĘDZY
OPERATORAMI ORAZ OPERATORAMI A UśYTKOWNIKAMI
SYSTEMU .............................................................................................. 46
VI.
PROWADZENIE RUCHU SIECI DYSTRYBUCYJNEJ APK S.A..... 46
VI.1.
VI.2.
VI.3.
VI.4.
VI.5.
VI.6.
VI.7.
VI.8.
VI.9.
OBOWIĄZKI APK S.A. ......................................................................................... 46
STRUKTURA I PODZIAŁ KOMPETENCJI SŁUśB DYSPOZYTORSKICH
OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO............................................. 47
PLANOWANIE PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ ............................... 48
PROGNOZOWANIE ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ
ELEKTRYCZNĄ .................................................................................................... 49
UKŁADY NORMALNE PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ........................... 49
PLANY WYŁĄCZEŃ ELEMENTÓW SIECI DYSTRYBUCYJNEJ................... 50
PROGRAMY ŁĄCZENIOWE ............................................................................... 50
ZASADY DYSPONOWANIA MOCĄ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ ................................. 51
DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ PODMIOTY DO OSD ................................. 51
VII.
STANDARDY TECHNICZNE I BEZPIECZEŃSTWA PRACY SIECI
DYSTRYBUCYJNEJ APK S.A. ............................................................ 52
VIII.
PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ, WSKAŹNIKI
JAKOŚCI I NIEZAWODNOŚCI DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ
ORAZ STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UśYTKOWNIKÓW
SYSTEMU ............................................................................................... 53
VIII.1. PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ .............................. 53
VIII.2. WSKAŹNIKI JAKOŚCI I NIEZAWODNOŚCI DOSTAW ENERGII
ELEKTRYCZNEJ ................................................................................................... 54
VIII.3. DOPUSZCZALNE POZIOMY ZABURZEŃ PARAMETRÓW
JAKOŚCIOWYCH ENERGII ELEKTRYCZNEJ.................................................. 54
VIII.4. STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UśYTKOWNIKÓW SYSTEMU ..... 57
IX.
BILANSOWANIE SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGOI
ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI................. 58
IX.1. POSTANOWIENIA WSTĘPNE............................................................................. 58
IX.1.1. Zakres przedmiotowy i podmiotowy............................................................... 58
IX.1.2. Ogólne zasady funkcjonowania rynku bilansującego i detalicznego ............... 58
IX.1.3. Warunki realizacji umów sprzedaŜy i uczestnictwa w procesie bilansowania. 59
IX.1.4. Zasady konfiguracji podmiotowej i obiektowej rynku detalicznego oraz
nadawania kodów identyfikacyjnych. .............................................................. 61
3/111
IRiESD
IX.1.5.
Zasady współpracy OSDn z OSDp w zakresie przekazywania danych
pomiarowych dla potrzeb rozliczeń na rynku bilansującym ............................ 62
IX.2. Zasady zawierania umów dystrybucyjnych z URD................................................. 63
IX.3. Zasady wyznaczania, przekazywania i udostępniania danych pomiarowych. ........ 64
IX.4. PROCEDURY ZMIANY SPRZEDAWCY ORAZ ZASADY UDZIELANIA
INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW ........................................................... 66
IX.4.1. Wymagania ogólne. .......................................................................................... 66
IX.4.2. Procedura zmiany sprzedawcy przez odbiorcę................................................. 67
IX.4.3. Zasady udzielania informacji i obsługi odbiorców........................................... 67
IX.5. ZASADY BILANSOWANIA HANDLOWEGO W OBSZARZE RYNKU
DETALICZNEGO................................................................................................... 68
IX.6. PROCEDURA POWIADAMIANIA O ZAWARTYCH UMOWACH
SPRZEDAśY .......................................................................................................... 70
IX.7. ZASADY WYZNACZANIA I PRZYDZIELANIA STANDARDOWYCH
PROFILI ZUśYCIA................................................................................................ 71
IX.8. POSTĘPOWANIE REKLAMACYJNE ................................................................. 72
IX.9. ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI.................................. 73
X.
X.1.
X.2.
SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI ........................................................... 75
OZNACZENIA SKRÓTÓW................................................................................... 75
POJĘCIA I DEFINIC JE .................................................................................... 76
ZAŁĄCZNIK NR 1
Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych
przyłączanych do sieci dystrybucyjnej .................................................. 87
ZAŁĄCZNIK NR 2
Zasady dokonywania oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz
konserwacji i remontów urządzeń, instalacji oraz sieci dystrybucyjnych
................................................................................................................................. 96
ZAŁĄCZNIK NR 3
Wzór powiadamiania Arctic Paper Kostrzyn S.A. o zawartych umowach
sprzedaŜy energii elektrycznej....................................................................... 106
ZAŁĄCZNIK NR 4
Lista kodów którymi Arctic Paper Kostrzyn S.A. informuje sprzedawcę
o wyniku przeprowadzonej weryfikacji zgłoszonych umów sprzedaŜy
energii elektrycznej .......................................................................................... 108
ZAŁĄCZNIK NR 5
Wykaz standardowych profili zuŜycia energii elektrycznej ............................... 109
ZAŁĄCZNIK NR 6
Szablon treści pisma przewodniego, stanowiącego odpowiedź Arctic Paper
Kostrzyn SA na ogólne zapytanie o zasady zmiany sprzedawcy
energii elektrycznej. ......................................................................................... 110
4/111
IRiESD
ZAŁĄCZNIK NR 7
Szablon treści pisma przewodniego, przedłuŜający termin odpowiedzi na
wniosek o określenie wymagań technicznych dla układów
pomiarowo rozliczeniowych ......................................................................... 111
5/111
IRiESD
I.
POSTANOWIENIA OGÓLNE
I.1.
ARCTIC PAPER KOSTRZYN S.A. (zwana dalej „APK S.A.”) jako operator
systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, wprowadza niniejszą Instrukcję Ruchu i
Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (zwaną dalej „IRiESD”) na podstawie zapisów ustawy z
dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. z 2006 r. Nr 89,poz. 625 wraz z
późniejszymi zmianami), zwanej dalej „ustawą Prawo energetyczne”.
I.2.
ARCTIC PAPER KOSTRZYN S.A. pełni funkcję operatora systemu dystrybucyjnego
elektroenergetycznego na obszarze znajdującym się w obrębie działki naleŜącej do
przedsiębiorstwa Arctic Paper Kostrzyn S.A. w Kostrzynie nad Odrą przy ul. Fabrycznej 1.
I.3.
ARCTIC PAPER KOSTRZYN S.A. jako operator systemu dystrybucyjnego
elektroenergetycznego nie posiadającego bezpośredniego połączenie z sieciami
przesyłowymi (operator sytemu przesyłowego - OSP), jest przyłączony do sieci przesyłowej
OSP za pośrednictwem sieci ENEA Operator Sp. z o.o. i prowadzi ruch, eksploatację,
rozwój i bilansowanie sieci dystrybucyjnej, której jest właścicielem (zwaną dalej „siecią
dystrybucyjną APK S.A.”), zgodnie z IRiESD.
I.4.
IRiESD uwzględnia w szczególności wymagania:
a) ustawy „Prawo energetyczne” oraz wydanymi na jej podstawie aktami wykonawczymi,
aktualnymi na dzień wejścia w Ŝycie IRiESD,
b) ustawy Kodeks Pracy (Dz.U. z 1974 r. Nr 24, poz. 141 wraz z późniejszymi zmianami),
c) decyzji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki („URE”) nr DPE-4711-10(6)/2011/UA
z dnia 4 lutego 2011r., o wyznaczeniu ARCTIC PAPER KOSTRZYN S.A. z siedzibą w
Kostrzynie nad Odrą, operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego
(„OSD”),
d) koncesji ARCTIC PAPER KOSTRZYN S.A. na dystrybucję energii elektrycznej
udzielonej przez Prezesa URE decyzją nr DEE/79-ZTO/585/W/OSZ/2007/CK z dnia 26
listopada 2007r. wraz z późniejszymi zmianami, obowiązującą do dnia 15 grudnia 2018
roku,
e) określone w opracowanej przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego
(zwanego dalej „OSP”) Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (zwaną dalej
„IRiESP”),
f) ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (Dz.U. z 2000 r. Nr 106, poz. 1126 wraz
z późniejszymi zmianami).
I.5.
Dokumentami związanymi z IRiESD są takŜe przyjęte do stosowania przez APK S.A.
instrukcje eksploatacji obiektów i urządzeń, instrukcje ruchowe oraz instrukcje organizacji
bezpiecznej pracy.
I.6.
IRiESD określa szczegółowe warunki korzystania z sieci dystrybucyjnych APK S.A. przez
jej uŜytkowników oraz warunki i sposób prowadzenia ruchu, eksploatacji, planowania
rozwoju i bilansowania sieci dystrybucyjnej, w szczególności dotyczące:
1) przyłączania urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych, urządzeń odbiorców
końcowych, oraz linii bezpośrednich,
2) wymagań technicznych dla urządzeń, instalacji i sieci wraz z niezbędną infrastrukturą
pomocniczą,
3) kryteriów bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w tym
uzgadniania planów działania na wypadek zagroŜenia wystąpienia awarii o znacznych
rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po
wystąpieniu awarii,
4) współpracy między operatorami systemów elektroenergetycznych, niezbędnego układu
połączeń sieci oraz zakresu, sposobu i harmonogramu przekazywania informacji,
6/111
IRiESD
5) przekazywania informacji pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi oraz pomiędzy
przedsiębiorstwami energetycznymi a odbiorcami,
6) parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi
uŜytkowników systemu,
7) wymagań w zakresie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej i warunków, jakie
muszą zostać spełnione dla jego utrzymania,
8) wskaźników charakteryzujących jakość i niezawodność dostaw energii elektrycznej oraz
bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej,
9) zasad bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami
systemowymi.
I.7.
W zakresie procedur i zasad wykonywania czynności związanych z ruchem sieciowym i
eksploatacją sieci, postanowienia IRiESD dotyczą stacji i rozdzielni elektroenergetycznych,
linii napowietrznych i kablowych, za których ruch sieciowy jest odpowiedzialny APK S.A.
I.8.
Postanowienia IRiESD obowiązują następujące podmioty:
1) operatorów systemów dystrybucyjnych,
2) wytwórców i odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
3) podmioty ubiegające się o przyłączenie (przyłączane) do sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
4) przedsiębiorstwa związane z APK S.A. na podstawie umów.
Dodatkowo poniŜsze podmioty obowiązują równieŜ postanowienia IRiESP:
1) operatorzy systemów dystrybucyjnych,
2) podmioty korzystające z usług świadczonych przez OSP,
3) wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze, za których dysponowanie mocą, zgodnie
z postanowieniami ustawy Prawo energetyczne, odpowiada OSP.
I.9.
Zgodnie z zapisami ustawy Prawo energetyczne oraz aktów wykonawczych do niej, operator
systemu dystrybucyjnego jest odpowiedzialny za:
1) prowadzenie ruchu sieciowego w sieci dystrybucyjnej w sposób efektywny, z
zachowaniem wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej
dostarczania oraz we współpracy z operatorem systemu przesyłowego i operatorem
systemu dystrybucyjnego, z którym ma bezpośrednie połączenie,
2) eksploatację, konserwację i remonty sieci dystrybucyjnej w sposób gwarantujący
niezawodność funkcjonowania systemu dystrybucyjnego,
3) zapewnienie rozbudowy sieci dystrybucyjnej, a tam gdzie ma to zastosowanie,
rozbudowy połączeń w obszarze swego działania,
4) współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub
przedsiębiorstwami energetycznymi w celu zapewnienia spójności działania systemów
elektroenergetycznych i skoordynowania ich rozwoju, a takŜe niezawodnego oraz
efektywnego funkcjonowania tych systemów,
5) dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, z
wyłączeniem jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej równej 50 MW lub wyŜszej,
przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV,
6) bilansowanie systemu dystrybucyjnego, z wyjątkiem równowaŜenia bieŜącego
zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii, zarządzanie
ograniczeniami systemowymi oraz prowadzenie z uŜytkownikami tego systemu
rozliczeń wynikających z:
a) niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej do systemu dystrybucyjnego
i pobranej z tego systemu,
b) zarządzania ograniczeniami systemowymi,
7) zarządzanie przepływami energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej oraz współpracę z
operatorem systemu przesyłowego w zakresie zarządzania przepływami energii
elektrycznej,
7/111
IRiESD
8) zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci dystrybucyjnej
podczas dystrybucji energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie przejrzystych i
niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy zakupie tej energii,
9) dostarczanie uŜytkownikom sieci i operatorom innych systemów elektroenergetycznych,
z którymi system jest połączony, informacji o warunkach świadczenia usług dystrybucji
energii elektrycznej oraz zarządzaniu siecią, niezbędnych do uzyskania dostępu do sieci
dystrybucyjnej i korzystania z tej sieci,
10) współpracę z operatorem systemu przesyłowego i operatorem systemu dystrybucyjnego,
z którym ma bezpośrednie połączenie przy opracowywaniu planów działania na
wypadek zagroŜenia wystąpienia awarii o znacznych rozmiarach w systemie
elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po wystąpieniu awarii,
11) planowanie rozwoju sieci dystrybucyjnej z uwzględnieniem przedsięwzięć związanych z
efektywnością energetyczną, zarządzaniem popytem na energię elektryczną lub
rozwojem mocy wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej,
12) opracowywanie normalnego układu pracy sieci dystrybucyjnej w porozumieniu z
sąsiednimi operatorami systemów dystrybucyjnych.
I.10.
IRiESD przestaje obowiązywać podmioty z datą łącznego spełnienia następujących dwóch
warunków:
1) odłączenie podmiotu od sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
2) rozwiązanie z APK S.A. umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy
kompleksowej.
I.11.
APK S.A. udostępnia do wglądu IRiESD w swojej siedzibie oraz zamieszcza ją na swojej
stronie internetowej.
I.12.
IRiESD jak równieŜ wszelkie zmiany IRiESD podlegają zatwierdzeniu, w drodze decyzji,
przez Prezesa URE.
I.13.
IRiESD oraz wszelkie jej zmiany wchodzą w Ŝycie z datą określoną przez Prezesa URE, w
decyzji zatwierdzającej IRiESD lub jej zmiany.
I.14.
Data wejścia w Ŝycie IRiESD lub jej zmian jest wpisywana na jej stronie tytułowej lub na
stronie tytułowej Karty aktualizacji.
I.15.
W zaleŜności od potrzeb, APK S.A przeprowadza aktualizację IRiESD. W szczególności
aktualizacja jest dokonywana przy zmianie wymogów prawa.
I.16.
Zmiana IRiESD przeprowadzana jest poprzez wydanie nowej IRiESD albo poprzez wydanie
Karty aktualizacji obowiązującej IRiESD.
I.17.
KaŜda zmiana IRiESD jest poprzedzona procesem konsultacji z uŜytkownikami systemu.
I.18.
Karta aktualizacji zawiera w szczególności:
a) przyczynę aktualizacji IRiESD,
b) zakres aktualizacji IRiESD,
c) nowe brzmienie zmienianych zapisów IRiESD lub tekst uzupełniający
dotychczasowe zapisy.
W przypadku rozbieŜności pomiędzy dotychczasowymi postanowieniami IRiESD, a
zapisami Karty aktualizacji, rozstrzygające są postanowienia zawarte w Karcie aktualizacji.
Karty aktualizacji stanowią integralną część IRiESD.
8/111
IRiESD
I.19.
Proces wprowadzania zmian IRiESD jest przeprowadzany według następującego trybu:
a) APK S.A. opracowuje projekt nowej IRiESD albo projekt Karty aktualizacji i publikuje
go na swojej stronie internetowej,
b) wraz z projektem nowej IRiESD albo projektem Karty aktualizacji, AK S.A. publikuje na
swojej stronie internetowej komunikat, informujący o rozpoczęciu procesu konsultacji
zmian IRiESD, miejscu i sposobie nadsyłania uwag oraz okresie przewidzianym na
konsultacje.
I.20.
Okres przewidziany na konsultacje nie moŜe być krótszy niŜ 14 dni od daty opublikowania
projektu nowej IRiESD albo projektu Karty aktualizacji.
I.21.
Po zakończeniu okresu przewidzianego na konsultacje APK S.A. :
a) dokonuje analizy otrzymanych uwag,
b) w opracowywanej nowej wersji IRiESD albo Karty aktualizacji, uwzględnia w
uzasadnionym zakresie zgłoszone uwagi,
c) opracowuje Raport z procesu konsultacji, zawierający zestawienie otrzymanych uwag
oraz informacje o sposobie ich uwzględnienia,
d) przedkłada Prezesowi URE do zatwierdzenia IRiESD albo Kartę aktualizacji wraz z
Raportem z procesu konsultacji.
I.22.
IRiESD lub Kartę aktualizacji przedłoŜoną do zatwierdzenia przez Prezesa URE oraz Raport
z procesu konsultacji, zawierający zestawienie otrzymanych uwag oraz informacje o
sposobie ich uwzględnienia, APK S.A. publikuje na swojej stronie internetowej.
Zatwierdzoną przez Prezesa URE IRiESD lub Kartę aktualizacji wraz z informacją o dacie
wejścia w Ŝycie wprowadzanych zmian IRiESD, APK S.A. publikuje na swojej stronie
internetowej oraz udostępnia do publicznego wglądu w swojej siedzibie.
I.23.
UŜytkownicy systemu, w tym odbiorcy, których urządzenia, instalacje lub sieci są
przyłączone do sieci lub korzystający z usług świadczonych przez APK S.A, są obowiązani
stosować się do warunków i wymagań oraz procedur postępowania i wymiany informacji
określonych w IRiESD zatwierdzonej przez Prezesa URE i ogłoszonej w Biuletynie Urzędu
Regulacji Energetyki. IRiESD stanowi część umowy o świadczenie usług dystrybucji energii
elektrycznej lub umowy kompleksowej.
II.
PRZYŁĄCZANIE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ APK
S.A. URZĄDZEŃ WYTWÓRCZYCH, SIECI, URZĄDZEŃ
ODBIORCÓW
KOŃCOWYCH
ORAZ
LINII
BEZPOŚREDNICH
II.1.
ZASADY PRZYŁĄCZANIA
II.1.1. Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej następuje na podstawie umowy o przyłączenie i po
spełnieniu warunków przyłączenia, określonych przez APK S.A.
II.1.2. Procedura przyłączenia do sieci dystrybucyjnej APK S.A. obejmuje:
1) pozyskanie przez podmiot od APK S.A., wzoru wniosku o określenie warunków
przyłączenia,
2) złoŜenie przez podmiot u APK S.A., wniosku o określenie warunków przyłączenia wraz z
wymaganymi załącznikami, zgodnego ze wzorem określonym przez APK S.A,
3) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii
elektrycznej do sieci APK S.A., pobiera się opłatę wyznaczoną na podstawie
rzeczywistych nakładów ustalonych na realizację przyłączenia,
9/111
IRiESD
4) w pozostałych przypadkach opłaty przyłączenie reguluje taryfa dla usług dystrybucji
energii elektrycznej zatwierdzana przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki,
5) pisemne potwierdzenie przez APK S.A., złoŜenia przez wnioskodawcę wniosku,
określające w szczególności datę złoŜenia wniosku,
6) za pisemne potwierdzenie złoŜenia wniosku przyjmuje się równieŜ wydanie warunków
przyłączenia, jeŜeli zostaną one wydane w terminie do 30 dni od daty złoŜenia wniosku,
7) w przypadku urządzeń, instalacji lub sieci przyłączanych bezpośrednio do sieci o napięciu
znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, niezbędne jest sporządzenie przez APK S.A.
ekspertyzy wpływu tych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny,
wydanie przez APK S.A. warunków przyłączenia oraz przekazanie podmiotowi wraz z
projektem umowy o przyłączenie,
8) zawarcie umowy o przyłączenie,
9) realizację przyłączenia tj. realizację przyłącza(-y) oraz niezbędnych zmian/dostosowania
w sieci i prac dla realizacji przyłączenia,
10) przeprowadzenie prób i odbiorów częściowych oraz prób końcowych i ostatecznego
odbioru rozbudowywanej sieci i przyłącza. APK S.A. zastrzega sobie prawo dokonania
sprawdzenia przyłączanych instalacji, urządzeń i sieci,
11) zawarcie przez podmiot umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy
kompleksowej.
II.1.3. Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej APK S.A. urządzeń
wytwórczych, sieci, urządzeń lub/i instalacji odbiorców końcowych lub linii bezpośrednich
składa wniosek o określenie warunków przyłączenia.
II.1.4. Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia określa oraz udostępnia APK S.A.
II.1.5. Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia mogą być zróŜnicowane dla
poszczególnych grup przyłączeniowych oraz w zaleŜności od rodzaju przyłączanego obiektu,
instalacji lub sieci.
II.1.6. Do wniosku, o którym mowa w pkt. II.1.3. naleŜy załączyć:
a) dokument potwierdzający tytuł prawny podmiotu do korzystania z nieruchomości, obiektu
lub lokalu, w którym będą uŜywane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci,
b) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny określający usytuowanie obiektu, w którym będą
uŜywane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci względem istniejącej sieci oraz
sąsiednich obiektów,
c) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii elektrycznej do
sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, wypis i wyrys z
miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego albo, w przypadku braku takiego
planu, decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu dla nieruchomości
określonej we wniosku, jeŜeli jest ona wymagana na podstawie przepisów o planowaniu i
zagospodarowaniu przestrzennym. Wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania
przestrzennego lub decyzja o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu powinny
potwierdzać dopuszczalność lokalizacji danego źródła energii na terenie objętym
planowaną inwestycją, która jest objęta wnioskiem o określenie warunków przyłączenia,
d) inne załączniki, określone we wzorze wniosku, wymagane przez APK S.A., zawierające
informacje niezbędne dla określenia warunków przyłączenia.
II.1.7. Zakres i warunki wykonania ekspertyzy wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji i sieci
określa APK S.A.
10/111
IRiESD
II.1.8. Warunki przyłączenia, w zaleŜności od danych zawartych we wniosku, o którym mowa w pkt.
II.1.3., zawierają w szczególności:
1) miejsce przyłączenia, rozumiane jako punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią,
2) miejsce dostarczania energii elektrycznej,
3) moc przyłączeniową,
4) rodzaj połączenia z siecią dystrybucyjną APK S.A. instalacji lub innych sieci,
5) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,
6) dane znamionowe urządzeń, instalacji i sieci oraz dopuszczalne, graniczne parametry ich
pracy,
7) dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych i jakościowych energii
elektrycznej,
8) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego,
9) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego współpracy z systemem
pomiarowo-rozliczeniowym,
10) rodzaj i usytuowanie zabezpieczeń, dane znamionowe oraz inne niezbędne wymagania w
zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i systemowej,
11) dane umoŜliwiające określenie w miejscu przyłączenia:
a) wartości prądów zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączenia,
b) prądów zwarcia doziemnego i czasów ich wyłączeń lub ich trwania,
12) wymagany stopień skompensowania mocy biernej,
13) wymagania w zakresie:
a) dostosowania przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci do systemów
sterowania dyspozytorskiego,
b) zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami elektrycznymi, powodowanymi przez
instalacje lub sieci wnioskodawcy,
c) wyposaŜenia, instalacji lub sieci, niezbędnego do współpracy z siecią, do której
instalacje lub sieci są przyłączane,
d) ochrony przeciwporaŜeniowej i przepięciowej przyłączanych sieci lub instalacji,
14) moŜliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od
standardowych,
15) dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu ochrony od poraŜeń
w instalacji lub sieci przyłączanego podmiotu,
16) ustalone, dla poszczególnych grup przyłączeniowych, dopuszczalne poziomy zaburzeń
parametrów technicznych i jakościowych energii elektrycznej nie powodujących
pogorszenia parametrów określonych w aktach wykonawczych do ustawy Prawo
energetyczne albo ustalonych w umowie o świadczenie usługi przesyłowej albo
dystrybucyjnej lub umowie kompleksowej.
II.1.9.
Miejsce dostarczania energii elektrycznej dla podmiotów przyłączanych określa APK S.A.
II.1.10. APK S.A. wydaje warunki przyłączenia w następujących terminach:
1) 30 dni od dnia złoŜenia wniosku o określenie warunków przyłączenia przez
wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV,
2) 150 dni od dnia złoŜenia wniosku o określenie warunków przyłączenia przez
wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV,
II.1.11. Warunki przyłączenia są waŜne dwa lata od dnia ich doręczenia.
II.1.12. Wraz z określonymi przez APK S.A. warunkami przyłączenia wnioskodawca otrzymuje
projekt umowy o przyłączenie do sieci.
11/111
IRiESD
II.1.13. W przypadkach gdy przyłączenie do sieci APK S.A., na podstawie opracowanej ekspertyzy,
moŜe wpłynąć na warunki pracy sieci sąsiedniego operatora systemu dystrybucyjnego,
operatorzy dokonują między sobą uzgodnień. W ramach uzgodnień z sąsiednim OSD ustala
się, czy zakres przebudowy sieci elektroenergetycznych sąsiedniego OSD wynikający z
ekspertyzy, jest ujęty w jego planie rozwoju lub czy sąsiedni OSD planuje moŜliwość
realizacji tych inwestycji. Uzgodnienia te dokonywane są w terminie 14 dni od daty
otrzymania wniosku o uzgodnienie.
II.1.14. APK S.A. wydając warunki przyłączenia jest odpowiedzialny za dokonanie uzgodnień
pomiędzy operatorami, o których mowa w pkt. II.1.13.
II.1.15. Warunki przyłączenia oraz zakres i warunki wykonania ekspertyzy wpływu przyłączanych
urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny („załoŜenia do ekspertyzy”), dla
urządzeń, instalacji i sieci naleŜących do podmiotów zaliczanych do II grupy przyłączeniowej,
połączeń sieci krajowych i międzynarodowych o napięciu znamionowym 110 kV, wymagają
uzgodnienia z OSP.
Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie lub dystrybucję energii
elektrycznej nie będące operatorem oraz operatorzy systemów dystrybucyjnych, których sieci
nie posiadają połączenia z sieciami przesyłowymi, przed określeniem warunków przyłączenia
uzgadniają je z operatorem systemu dystrybucyjnego, do którego sieci są przyłączeni.
JeŜeli warunki przyłączenia określane przez przedsiębiorstwo energetyczne, posiadające
koncesję na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej nie będące operatorem,
wymagają zgodnie z ww. postanowieniami uzgodnienia z OSP, uzgodnień dokonuje OSD
posiadający połączenia z sieciami przesyłowymi.
II.1.16. Uzgodnienie, o którym mowa w pkt. II.1.15. obejmuje:
1) uzgodnienie zakresu oraz przekazanie wykonanej ekspertyzy wpływu przyłączanych
instalacji lub sieci na KSE,
2) uzgodnienie technicznych ustaleń zawartych w warunkach przyłączenia.
II.1.17. Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia przez APK S.A. realizacji prac
projektowych i budowlano-montaŜowych na zasadach określonych w tej umowie.
II.1.18. Umowa o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej APK S.A. powinna zawierać co najmniej:
1) oznaczenie stron zawierających umowę,
2) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia,
3) termin realizacji przyłączenia,
4) wysokość opłaty za przyłączenie oraz sposób jej regulowania,
5) miejsce rozgraniczenia własności sieci APK S.A. i instalacji podmiotu przyłączanego,
6) zakres robót niezbędnych przy realizacji przyłączenia,
7) wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego,
8) warunki udostępnienia APK S.A. nieruchomości naleŜącej do podmiotu przyłączanego w
celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej do realizacji przyłączenia,
9) przewidywany termin zawarcia umowy, na podstawie której nastąpi dostarczanie lub
pobieranie energii elektrycznej,
10) planowane ilości energii elektrycznej wprowadzanej do i/lub pobieranej z sieci,
12) ustalenia dotyczące opracowania dokumentu regulującego zasady współpracy ruchowej z
APK S.A.,
13) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, a w szczególności za
opóźnienie terminu realizacji prac w stosunku do ustalonego w umowie,
14) okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania.
12/111
IRiESD
II.1.19. APK S.A. ma prawo do kontroli spełniania przez przyłączane oraz przyłączone do sieci
dystrybucyjnej urządzenia, instalacje i sieci, wymagań określonych w warunkach
przyłączenia, zawartych umowach oraz do kontroli układów pomiarowych i pomiaroworozliczeniowych.
II.1.20. Szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, o których mowa w pkt. II.1.20., reguluje
ustawa Prawo energetyczne oraz rozporządzenia wykonawcze do niej.
II.1.21. Zagadnienia związane z połączeniem zagranicznej sieci dystrybucyjnej z siecią dystrybucyjną
APK S.A. są regulowane postanowieniami umów. Połączenia międzysystemowe na napięciu
110 kV są realizowane zgodnie z IRiESP wyłącznie w układach wydzielonych, poprzez
wyodrębnienie jednostek wytwórczych lub obszarów sieci dystrybucyjnej. Współpraca na tych
połączeniach odbywa się według zasad uzgodnionych pomiędzy właściwymi operatorami
systemu.
II.1.22. Szczegółowe warunki techniczne jakie powinny spełniać przyłączane do sieci dystrybucyjnej
APK S.A. urządzenia, instalacje i sieci, w tym jednostki wytwórcze, określają pkt. II.2. i II.4.
oraz załączniki do IRiESD.
II.1.23. Podmioty zaliczone do IV i VI grupy przyłączeniowej, przyłączane do sieci o napięciu
znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV oraz wytwórcy niezaleŜnie od poziomu napięcia sieci,
opracowują instrukcję, o której mowa w pkt. VI.2.11., podlegającą uzgodnieniu z APK S.A.
przed przyłączeniem podmiotu do sieci.
II.1.24. Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej APK S.A. urządzeń, instalacji
i sieci są zobowiązane do projektowania obiektów, urządzeń, instalacji i sieci zgodnie z
powszechnie obowiązującymi przepisami oraz w oparciu o otrzymane warunki przyłączenia.
II.1.25. W celu umoŜliwienia wykonania analiz stanu i rozwoju sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
wskazane przez APK S.A. podmioty ubiegające się o przyłączenie oraz przyłączone do sieci
dystrybucyjnej przekazują APK S.A. dane określone w rozdziale II.5.
II.2.
ZASADY WZAJEMNEGO POŁĄCZENIA SIECI DYSTRYBUCYJNYCH
RÓśNYCH OPERATORÓW SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH
II.2.1. Zasady wzajemnego połączenia sieci dystrybucyjnych róŜnych OSD są regulowane umowami
i uzgadniane z operatorem systemu przesyłowego, w zakresie dotyczącym koordynowanej
sieci 110 kV.
II.2.2. Umowa, o której mowa w pkt. II.2.1, w zakresie połączenia sieci róŜnych operatorów
systemów OSD powinna określać w szczególności:
1) strony zawierające umowę,
2) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia,
3) termin realizacji przyłączenia,
4) wysokość opłaty za przyłączenie i zasady rozliczeń,
5) zakres i sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji warunków
przyłączenia,
6) zakres robót niezbędnych przy realizacji przyłączenia,
7) wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego parametrów,
8) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony,
9) terminy przeprowadzania prób, odbiorów częściowych, prób końcowych i ostatecznego
odbioru przyłączenia,
10) miejsce rozgraniczenia praw własności przyłączanych sieci,
13/111
IRiESD
11) wykaz osób lub komórek organizacyjnych upowaŜnionych przez strony do koordynacji
prac wynikających z umowy,
12) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, a w szczególności za
opóźnienie terminu realizacji prac w stosunku do ustalonego w umowie,
13) okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania.
II.2.3. Warunki połączenia określają w szczególności:
2) miejsca przyłączenia sieci róŜnych operatorów systemów dystrybucyjnych,
3) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,
4) miejsce zainstalowania i rodzaj układów pomiarowo-rozliczeniowych,
5) wartości prądów zwarć wielofazowych i jednofazowych doziemnych oraz czasów ich
wyłączania w punktach przyłączenia sieci u obydwu operatorów,
6) miejsce zainstalowania i warunki współpracy EAZ,
7) wymagania w zakresie telemechaniki i łączności, w tym transmisji danych pomiarowych,
8) miejsce zainstalowania, parametry aparatury oraz warunki współpracy systemów
sterowania dyspozytorskiego,
9) podział kompetencji w zakresie nadzoru dyspozytorskiego.
II.2.4. Informacje, o których mowa w pkt. II.2.2.5), dotyczą w szczególności wpływu przyłączania
nowych podmiotów do sieci lub zmiany warunków przyłączenia na pracę sieci innych OSD.
Związane to jest ze zmianą:
1) przepływów energii elektrycznej na transformatorach i liniach łączących sieci róŜnych
operatorów,
2) poziomu mocy i prądów zwarciowych,
3) pewności dostaw energii elektrycznej,
4) sposobu likwidacji przerw i zakłóceń w dostawie energii elektrycznej.
II.2.5. Określone w umowie, o której mowa w pkt. II.2.1, próby i odbiory częściowe oraz odbiór
końcowy zrealizowanego przyłączenia przeprowadzane są przy udziale upowaŜnionych
przedstawicieli stron, które zawarły umowę.
II.2.6. Wyniki prób i odbiorów, o których mowa w pkt. II.2.5, są potwierdzane przez strony w
protokołach z przeprowadzenia prób i odbiorów.
II.3. ZASADY
ODŁĄCZANIA,
WSTRZYMYWANIA
I
WZNOWIENIA
DOSTARCZANIA
ENERGII
ELEKTRYCZNEJ ORAZ ZAPRZESTANIA DOSTAW
ENERGII ELEKTRYCZNEJ
II.3.1. Zasady odłączania
II.3.1.1. Zasady odłączania podmiotów od sieci dystrybucyjnej APK S.A., określone w niniejszym
rozdziale obowiązują APK S.A. oraz podmioty odłączane, jeŜeli umowa o świadczenie usług
dystrybucji lub umowa kompleksowa nie stanowi inaczej.
II.3.1.2. APK S.A. moŜe odłączyć podmioty od sieci dystrybucyjnej APK S.A. w przypadku:
a) złoŜenia przez podmiot wniosku o odłączenie od sieci dystrybucyjnej i rozwiązanie
umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej,
b) wygaśnięcia umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej, z
zastrzeŜeniem pkt. II.3.3.1.
14/111
IRiESD
II.3.1.3. Wniosek o odłączenie od sieci dystrybucyjnej APK S.A. składany przez podmiot zawiera w
szczególności:
a) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których dotyczy odłączenie,
b) przyczynę odłączenia,
c) proponowany termin odłączenia.
II.3.1.4. APK S.A. ustala termin odłączenia podmiotu od sieci dystrybucyjnej uwzględniający
techniczne moŜliwości realizacji procesu odłączenia podmiotu. Odłączany podmiot jest
zawiadamiany przez APK S.A. o dacie odłączenia, w terminie nie krótszym niŜ 14 dni przed
datą planowanego odłączenia.
II.3.1.5. APK S.A. dokonuje zmian w układzie sieci dystrybucyjnej umoŜliwiających odłączenie
podmiotu od sieci. Podmiot odłączany od sieci dystrybucyjnej APK S.A., uzgadnia tryb,
terminy oraz warunki niezbędnej przebudowy lub likwidacji majątku sieciowego będącego
własnością podmiotu, wynikające z odłączenia od sieci dystrybucyjnej.
II.3.1.6. APK S.A. uzgadnia z/i sąsiednimi OSD tryb odłączenia podmiotu, w zakresie w jakim
odłączenie podmiotu od sieci dystrybucyjnej APK S.A. ma wpływ na warunki pracy sieci
innych OSD.
II.3.1.7. W niezbędnych przypadkach APK S.A. zapewnia sporządzenie i zatwierdza zgłoszenie
obiektu elektroenergetycznego do odłączenia od sieci dystrybucyjnej APK S.A., określające
w szczególności:
a) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, których dotyczy odłączenie,
b) termin odłączenia,
c) dane osoby odpowiedzialnej ze strony APK S.A. za prawidłowe odłączenie podmiotu,
d) sposób odłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, obejmujący: zakres prac
niezbędnych do wykonania przed odłączeniem podmiotu, połoŜenie łączników
niezbędnych do wykonania planowanego odłączenia podmiotu oraz harmonogram
czynności łączeniowych w poszczególnych stacjach elektroenergetycznych,
e) aktualny schemat sieci dystrybucyjnej obejmujący stacje elektroenergetyczne oraz linie, w
otoczeniu urządzeń, instalacji i sieci odłączanego podmiotu.
II.3.1.8. Ponowne przyłączenie podmiotu do sieci dystrybucyjnej APK S.A. odbywa się na zasadach
określonych w pkt. II.1.
II.3.1.9. Podmiot przyłączony do sieci wnioskujący o odłączenie powinien poinformować swojego
sprzedawcę energii elektrycznej o zamiarze odłączenia swoich sieci, instalacji lub urządzeń
od sieci dystrybucyjnej APK S.A. oraz podać planowany termin odłączenia.
II.3.2.
Zasady wstrzymywania oraz wznowienia dostarczania energii elektrycznej.
II.3.2.1. APK S.A. moŜe wstrzymać dostarczanie energii elektrycznej podmiotom przyłączonym do
sieci dystrybucyjnej APK S.A., bez wniosku podmiotu, o ile w wyniku przeprowadzenia
kontroli, o której mowa w pkt. II.1.20., APK S.A. stwierdzi, Ŝe:
a) instalacja znajdująca się u odbiorcy stwarza bezpośrednie zagroŜenie dla Ŝycia, zdrowia
albo środowiska,
b) nastąpił nielegalny pobór energii elektrycznej w przypadkach określonych w ustawie
Prawo energetyczne.
15/111
IRiESD
II.3.2.2. APK S.A. moŜe wstrzymać dostarczanie energii elektrycznej w przypadku, gdy odbiorca
zwleka z zapłatą za pobraną energię elektryczną albo świadczone usługi, co najmniej miesiąc
po upływie terminu płatności, pomimo uprzedniego powiadomienia na piśmie o zamiarze
wypowiedzenia umowy i wyznaczenia dodatkowego, dwutygodniowego terminu do zapłaty
zaległych i bieŜących naleŜności.
II.3.2.3. APK S.A. bezzwłocznie wznawia dostarczanie energii elektrycznej wstrzymanej z
powodów, o których mowa w pkt. II.3.2.1. oraz pkt. II.3.2.2., jeŜeli ustaną przyczyny
uzasadniające wstrzymanie jej dostarczania.
II.3.2.4. Ponowne wznowienie dostarczania energii elektrycznej do podmiotu, u którego w wyniku
przeprowadzonej kontroli stwierdzono przypadki opisane w pkt. II.3.2.1.b), moŜe być
uzaleŜnione od zmiany lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego oraz pokrycia przez
ten podmiot kosztów przebudowy przyłącza.
II.3.2.5. Podmiot przyłączony do sieci powinien niezwłocznie poinformować swojego sprzedawcę
energii elektrycznej o fakcie wstrzymania przez APK S.A. dostarczania energii elektrycznej
w związku z zaistnieniem powodów, o których mowa w pkt. II.3.2.1. lub w pkt. II.3.2.2.
II.3.3.
Zasady zaprzestania oraz rozpoczęcia dostarczania energii elektrycznej
po zaprzestaniu dostarczania energii elektrycznej
II.3.3.1. APK S.A. moŜe zaprzestać dostarczania energii elektrycznej w przypadku wygaśnięcia lub
rozwiązania umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej np.
wynikającego ze zmiany właściciela obiektu itp.
W takim przypadku APK S.A. moŜe dokonać demontaŜu układu pomiaroworozliczeniowego.
II.3.3.2. APK S.A. po zaprzestaniu dostarczania energii elektrycznej moŜe odłączyć podmiot od sieci
z zachowaniem zasad odłączania określonych w rozdziale II.3.1.
II.3.3.3. Ponowne rozpoczęcie dostarczania energii elektrycznej do obiektu na skutek zaprzestania, o
którym mowa w pkt. II.3.3.1., jeŜeli nie nastąpiło odłączenie, następuje po spełnieniu
wymagań określonych przez APK S.A. oraz zawarciu umowy o świadczenie usług
dystrybucji lub umowy kompleksowej.
II.3.3.4. Rozpoczęcie dostarczania energii elektrycznej podmiotowi po odłączeniu podmiotu na
skutek zaprzestania, o którym mowa w pkt. II.3.3.1. odbywa się po przeprowadzeniu procesu
przyłączenia podmiotu do sieci APK S.A.
II.4. WYMAGANIA
TECHNICZNE
DLA
WYTWÓRCZYCH, SIECI, URZĄDZEŃ
ORAZ
UKŁADÓW
I
POMIAROWOROZLICZENIOWYCH
II.4.1.
URZĄDZEŃ
ODBIORCÓW
SYSTEMÓW
Wymagania ogólne
II.4.1.1. Przyłączane do sieci dystrybucyjnych APK S.A. urządzenia, instalacje i sieci podmiotów
ubiegających się o przyłączenie, muszą spełniać wymagania techniczne i eksploatacyjne
zapewniające:
1) bezpieczeństwo funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
16/111
IRiESD
2) zabezpieczenie systemu elektroenergetycznego przed uszkodzeniami spowodowanymi
niewłaściwą pracą przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci,
3) zabezpieczenie przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci przed uszkodzeniami w
przypadku awarii lub wprowadzenia ograniczeń w poborze lub dostarczaniu energii
elektrycznej,
4) dotrzymanie w miejscu przyłączenia urządzeń, instalacji i sieci parametrów
jakościowych energii elektrycznej,
5) spełnianie wymagań w zakresie ochrony środowiska, określonych w odrębnych
przepisach,
6) moŜliwość dokonywania pomiarów wielkości i parametrów niezbędnych do
prowadzenia ruchu sieci oraz rozliczeń.
II.4.1.2. Urządzenia, instalacje i sieci, o których mowa w pkt. II.4.1.1., muszą spełniać takŜe
wymagania określone w odrębnych przepisach, w szczególności przepisach: prawa
budowlanego, o ochronie przeciwporaŜeniowej, o ochronie przeciwprzepięciowej, o
ochronie przeciwpoŜarowej, o systemie oceny zgodności oraz w przepisach dotyczących
technologii wytwarzania energii.
II.4.1.3. Budowa linii bezpośredniej wymaga, przed wydaniem decyzji o pozwoleniu na budowę w
rozumieniu przepisów prawa budowlanego, uzyskania zgody Prezesa URE; zgoda jest
udzielana w drodze decyzji.
II.4.1.4. Urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie oraz podmiotów
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej APK S.A. nie mogą wprowadzać do sieci zaburzeń
parametrów technicznych energii elektrycznej powyŜej dopuszczalnych poziomów
określonych w warunkach przyłączenia i/lub pkt. VIII.3., powodujących pogorszenie
parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych odpowiednio w rozporządzeniu
wydanym na podstawie delegacji zawartej w ustawie Prawo energetyczne lub w umowie o
świadczenie usług dystrybucji lub umowie kompleksowej lub zawartych w pkt. VIII.1.
IRiESD.
II.4.2.
Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci odbiorców
II.4.2.1. Urządzenia, instalacje i sieci przyłączone do sieci SN i nN muszą być przystosowane do
warunków zwarciowych w miejscu ich przyłączenia do sieci dystrybucyjnej APK S.A.
II.4.2.2. APK S.A. określa warunki stosowania elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej
przez podmioty przyłączone do sieci SN i nN.
II.4.2.3. Wymagania techniczne w zakresie EAZ, dla urządzeń, instalacji i sieci przyłączonych do sieci
SN i nN, określone są w pkt. II.4.4.
II.4.3.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych
II.4.3.1. Wymagania techniczne oraz zalecenia dla jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej równej
50 MW lub wyŜszej przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV są określone przez
operatora systemu przesyłowego w IRiESP za pośrednictwem OSD posiadającym
bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową OSP.
II.4.3.2. Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych innych niŜ określone w pkt. II.4.3.1. są
ustalane indywidualnie pomiędzy wytwórcą a APK S.A., z uwzględnieniem szczegółowych
wymagań technicznych dla jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej
określonych w niniejszym rozdziale oraz Załączniku nr 1 do IRiESD.
17/111
IRiESD
II.4.3.3. Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych, o których mowa w pkt. II.4.3.2.
obejmują, w zaleŜności od potrzeb, wymagania w zakresie:
a) układów wzbudzenia,
b) układów regulacji napięcia,
c) sposobów wykorzystania układów grupowej regulacji napięć jednostek wytwórczych
(ARNE),
d) systemów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,
e) urządzeń regulacji pierwotnej,
f) czasów rozruchu i minimalnej liczby rozruchów w ciągu roku,
g) ograniczników maksymalnych prądów stojana i wirnika,
h) moŜliwości synchronizacji jednostki wytwórczej z siecią,
i) wytwarzanych mocy czynnych i biernych,
j) wyposaŜenia linii blokowych w układy automatyki.
II.4.3.4. Wymagania techniczne w zakresie EAZ, dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
SN i nN, określone są w pkt. II.4.4.
II.4.4.
Wymagania techniczne dla układów elektroenergetycznej
zabezpieczeniowej i urządzeń współpracujących
automatyki
II.4.4.1.
Wymagania ogólne
II.4.4.1.1.
Wymagania zawarte w niniejszym rozdziale dotyczą urządzeń i układów EAZ w
obiektach budowanych i modernizowanych.
II.4.4.1.2.
Układy i urządzenia EAZ powinny spełniać szczegółowe wymagania określone przez
APK S.A.. Dotyczy to urządzeń czynnych, jak i nowoprojektowanych. Układy i
urządzenia EAZ nowoprojektowane powinny być na etapie projektów wstępnych
techniczno-montaŜowych uzgadniane i zatwierdzane przez APK S.A.
Urządzenia i elementy stosowane w EAZ oraz urządzenia i układy współpracujące z EAZ
powinny być wykonane zgodnie z aktualnymi normami, a jeśli w danym zakresie brak
norm, naleŜy korzystać z aktualnej wiedzy technicznej. Zgodność ta powinna być
potwierdzona odpowiednimi dokumentami.
II.4.4.1.3.
Czasy działania układów EAZ muszą spełniać wymagania aktualnego rozporządzenia
dotyczącego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
II.4.4.1.4.
Warunki przyłączenia wydawane podmiotom przyłączanym do sieci powinny zawierać,
co najmniej rodzaj i usytuowanie układu zabezpieczeniowego, warunki współpracy, dane
techniczne i inne wymagania w zakresie EAZ.
II.4.4.1.5.
APK S.A. określa warunki stosowania EAZ przez podmioty przyłączone do sieci
dystrybucyjnej APK S.A..
II.4.4.1.6.
APK S.A. dokonuje koordynacji nastawień zabezpieczeń w stacjach podmiotów
przyłączanych i przyłączonych. Podmioty te zobowiązane są do aktualizacji danych o
wyposaŜeniu w układy EAZ w trakcie eksploatacji przyłączonego obiektu w przypadku
kaŜdorazowej ich zmiany.
II.4.4.1.7.
EAZ powinna zapewniać odpowiednią szybkość działania, czułość w wykrywaniu
zakłóceń, wybiórczość, selektywność oraz niezawodność.
II.4.4.1.8.
Nastawy czasowe EAZ naleŜy dobierać w taki sposób, aby były moŜliwie jak najkrótsze,
przy zapewnieniu odpowiedniej wybiórczości i selektywności wyłączeń oraz aby
18/111
IRiESD
ograniczały czasy trwania zakłóceń. Zabrania się wydłuŜania czasów działania
zabezpieczeń działających na wyłączenie ponad wartości wynikające z potrzeb
selektywności, wybiórczości i odstrojenia od stanów nieustalonych lub innych zjawisk
groŜących zbędnymi zadziałaniami. W celu zapewnienia selektywności zaleca się
stopniowanie nastaw czasowych zabezpieczeń, co 0,3 – 0,5 s. Przy stosowaniu
zabezpieczeń cyfrowych zaleca się wartość 0,3 s.
II.4.4.1.9.
NaleŜy tak dobierać zabezpieczenia i ich nastawy, aby kaŜde zabezpieczenie było
rezerwowane
przez
zabezpieczenia
sąsiednich
elementów
systemu
elektroenergetycznego. Wymaganie obowiązuje takŜe wówczas, gdy w danym punkcie
jest zainstalowane zabezpieczenie podstawowe i rezerwowe.
II.4.4.1.10. Zabezpieczenia podstawowe i rezerwowe powinny współpracować z oddzielnymi:
obwodami pomiarowymi prądowymi i napięciowymi, obwodami napięcia pomocniczego,
sterowniczymi oraz obwodami wyłączającymi (cewkami wyłączającymi). JeŜeli w
IRiESD mowa jest o zabezpieczeniu podstawowym i rezerwowym to rozumie się przez to
dwa oddzielne i niezaleŜne urządzenia.
II.4.4.1.11. Źródła napięcia pomocniczego (baterie akumulatorów) w obiektach wyposaŜonych w
EAZ powinny przy braku innego zasilania zapewniać ich pracę w czasie nie krótszym niŜ
8 godzin.
II.4.4.1.12. Jeśli w niniejszym rozdziale wskazano, Ŝe zabezpieczenie działa na wyłączenie, naleŜy
rozumieć wyłączenie wszystkich trzech faz wyłącznika.
II.4.4.1.13. NaleŜy stosować urządzenia realizujące funkcje ciągłej kontroli i samo testowania.
II.4.4.1.14. Zaleca się wyposaŜenie obwodów wyłączających w układy kontroli ciągłości obwodów
wyłączania.
II.4.4.1.15. W niniejszym rozdziale podano wymagania minimalne. W poszczególnych urządzeniach
lub polach moŜna stosować dodatkowe zabezpieczenia działające na wyłączenie lub
sygnalizację, np. wynikające z konstrukcji rozdzielnicy lub innych zabezpieczanych
elementów.
II.4.4.1.16. Rejestratory zdarzeń i zakłóceń przeznaczone do wykonywania analiz przebiegu zakłóceń
i działania EAZ oraz łączników powinny być instalowane w stacjach i rozdzielniach sieci
dystrybucyjnej APK S.A. zgodnie ze znaczeniem stacji w systemie. W modernizowanych
obiektach, w rejestratory zakłóceń naleŜy wyposaŜać kaŜde pole ziające rozdzielnie SN.
Zaleca się wyposaŜenie w rejestratory zdarzeń i zakłóceń pól SN. Wymaga się
wyposaŜania w rejestratory zdarzeń i zakłóceń pól SN transformatorów zasilających, pól
transformatorów potrzeb własnych oraz pól linii współpracujących z lokalnymi źródłami
wytwórczymi.
Rejestratory zakłóceń powinny rejestrować wielkości przed wystąpieniem zakłócenia
oraz po jego wystąpieniu aŜ do wyłączenia.
II.4.4.1.17. Stosuje się następujące sygnalizacje:
1) Al (alarm), która jest pobudzana przy zaniku i obniŜeniu napięcia pomocniczego lub
uszkodzeniu układu EAZ,
2) Aw (awaria), która jest pobudzana po otwarciu wyłącznika w polu przez dowolne
zabezpieczenie. Jeśli w polu jest czynna automatyka SPZ, pobudzenie powinno
nastąpić dopiero po definitywnym wyłączeniu,
3) Up (uszkodzenie pola), która jest pobudzana przez róŜne zakłócenia w działaniu
urządzeń pola nie wymagającego natychmiastowego wyłączenia wyłącznika.
19/111
IRiESD
II.4.4.1.18. Dla potrzeb elementów EAZ współpracujących współbieŜnie lub realizacji
bezwarunkowych wyłączeń drugiego końca linii, wymaga się stosowania łączy
niezaleŜnych. Czas przekazywania sygnałów nie powinien przekraczać 20 ms dla
sygnałów binarnych oraz 5 ms dla sygnałów analogowych.
II.4.4.2. Wymagania dla transformatorów
II.4.4.2.1. Transformatory SN/SN i SN/nN o mocy większej niŜ 1000 kVA posiadające wyłącznik
przynajmniej po stronie wyŜszego napięcia wyposaŜa się w (zapisy nie dotyczą
transformatorów współpracujących z jednostkami wytwórczymi):
1) zabezpieczenia od skutków zwarć wewnętrznych w transformatorze i na
wyprowadzeniach (nadprądowe zwarciowe, a dla transformatorów o mocy powyŜej 5
MVA róŜnicowe),
2) zabezpieczenia od skutków zwarć zewnętrznych nadprądowe zwłoczne po kaŜdej stronie,
3) zabezpieczenia przeciąŜeniowe po kaŜdej stronie (transformatory dwuuzwojeniowe
moŜna zabezpieczać tylko po jednej stronie),
4) zabezpieczenia fabryczne transformatorów: dwustopniowe temperaturowe i gazowoprzepływowe kadzi oraz gazowo-przepływowe przełącznika zaczepów.
Zaleca się, aby na wyłączenie działały równieŜ wybrane zabezpieczenia fabryczne.
Zabezpieczenie przeciąŜeniowe moŜe działać na sygnalizację.
II.4.4.3 Wymagania dla sieci SN
II.4.4.3.1. Wymagania ogólne
II.4.4.3.1.1. Jeśli w IRiESD nie określono inaczej, zabezpieczenia w sieci SN działają na wyłączenie.
Działanie na sygnalizację jest moŜliwe tylko zabezpieczeń ziemnozwarciowych w
określonych sytuacjach oraz zabezpieczeń napięciowych w polu pomiaru napięcia.
II.4.4.3.1.2. Dopuszcza się stosowanie blokady zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych od pewnych
zjawisk w liniach, np. pojawienia się drugiej harmonicznej, wzrostu prądu po zamknięciu
wyłącznika. Zabrania się stosowania blokad do zabezpieczenia nadprądowego
zwarciowego, z wyjątkiem blokady kierunkowej.
II.4.4.3.1.3. Zaleca się stosowanie dla zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych od skutków zwarć
międzyfazowych następujących wartości współczynników czułości:
1) 1,5 dla zabezpieczeń podstawowych,
2) 1,2 dla zabezpieczeń rezerwowych.
II.4.4.3.1.4. Zaleca się następujące wartości współczynników czułości dla zabezpieczeń
ziemnozwarciowych w liniach SN:
1) 1,5 dla zabezpieczeń zerowoprądowych podczas zwarć bezoporowych, czyli jeśli
składowa zerowa napięcia jest równa napięciu fazowemu sieci,
2) 1,2 dla zabezpieczeń zerowoprądowych podczas zwarć oporowych, czyli jeśli
składowa zerowa napięcia wynosi 50 % napięcia fazowego,
3) 2,0 dla zabezpieczeń admitancyjnych i konduktancyjnych w sieciach o punkcie
neutralnym uziemionym przez rezystor,
4) 1,5 dla zabezpieczeń konduktancyjnych w sieciach skompensowanych z AWSCz,
5) 1,2 dla zabezpieczeń admitancyjnych i susceptancyjnych w pozostałych przypadkach.
II.4.4.3.1.5. Zaleca się stosowanie następujących wartości nastawczych zabezpieczeń
zerowonapięciowych działających samodzielnie lub jako człony rozruchowe innych
kryteriów i automatyk wyraŜonych w stosunku do składowej zerowej napięcia podczas
zwarcia bezoporowego:
1) 5 - 10 % w sieciach o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor,
20/111
IRiESD
2) 5 - 15 % w sieciach o punkcie neutralnym izolowanym,
3) 10 - 20 % w sieciach skompensowanych.
Mniejsze wartości zaleca się stosować w sieciach z duŜym udziałem linii kablowych.
II.4.4.3.1.6. Przyłączenie źródeł wytwórczych do sieci SN wymaga dostosowania automatyki LRW,
SZR i zabezpieczenia szyn rozdzielni SN zasilającą tę sieć SN do nowych warunków
pracy.
II.4.4.3.2.
Wymagania dla linii SN
II.4.4.3.2.1. Pola linii SN, do których nie są przyłączone jednostki wytwórcze powinny być
wyposaŜone w zabezpieczenia i automatyki:
1) od skutków zwarć międzyfazowych, zalecane są zabezpieczenia nadprądowe
zwłoczne i zwarciowe o charakterystykach niezaleŜnych,
2) od skutków zwarć doziemnych działające na wyłączenie lub na sygnalizację.
Działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych na sygnalizację jest dopuszczalne (z
wyjątkiem sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor) tylko w wypadku
braku technicznej moŜliwości zapewnienia selektywnego wyłączania pod warunkiem
zachowania wymogów ochrony przeciwporaŜeniowej w zasilanej sieci,
3) wielokrotnego SPZ z moŜliwością jej programowania i blokowania, jeśli przyłączona
linia jest napowietrzna lub napowietrzno-kablowa,
4) umoŜliwiające współpracę z zabezpieczeniem szyn zbiorczych i układem lokalnej
rezerwy wyłącznikowej, jeśli jest taka potrzeba,
5) umoŜliwiające współpracę ze stacyjną automatyką SCO lub być wyposaŜone w
zabezpieczenie podczęstotliwościowe,
6) SPZ/SCO lub posiadać inny układ realizujący tą funkcję - jeśli APK S.A. tego
wymaga.
II.4.4.3.2.2. Pola linii SN, w których przyłączone są jednocześnie jednostki wytwórcze i odbiorcy
powinny być wyposaŜone w:
1) zabezpieczenia od skutków zwarć międzyfazowych, zalecane są zabezpieczenia
nadprądowe zwłoczne i zwarciowe o charakterystykach niezaleŜnych, kaŜde z nich ma
mieć moŜliwość wprowadzenia blokady kierunkowej. Zaleca się taki dobór nastaw,
aby blokada kierunkowa konieczna była tylko dla zabezpieczenia nadprądowego
zwłocznego,
2) zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych działające na wyłączenie lub na
sygnalizację. Działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych na sygnalizację jest
dopuszczalne (z wyjątkiem sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor) w
wypadku braku technicznej moŜliwości zapewnienia selektywnego wyłączania pod
warunkiem zachowania wymogów ochrony przeciwporaŜeniowej w zasilanej sieci,
3) układy automatyki wielokrotnego SPZ z moŜliwością jej programowania i
blokowania, jeśli przyłączona linia jest napowietrzna lub napowietrzno-kablowa,
4) zabezpieczenia nad- i pod-częstotliwościowe, zalecane są zabezpieczenia wyposaŜone
w kryterium df/dt,
5) zabezpieczenia nad- i podnapięciowe zasilane z przekładników napięciowych
umieszczonych za wyłącznikiem,
6) blokadę załączenia w przypadku obecności napięcia w linii, jeśli istnieje
prawdopodobieństwo utrzymania się elektrowni lokalnej w pracy wyspowej, kaŜde
ręczne, zdalne i automatyczne załączenie linii powinno być poprzedzone kontrolą
napięcia i ewentualną blokadą w przypadku istnienia napięcia w linii, zabezpieczenie
wymaga zainstalowania przekładników napięciowych za wyłącznikiem pola, oraz
powinny mieć moŜliwość współpracy z zabezpieczeniem szyn zbiorczych i układem
lokalnej rezerwy wyłącznikowej.
21/111
IRiESD
II.4.4.3.2.3. Pola linii SN współpracujące wyłącznie z jednostkami wytwórczymi powinny być
wyposaŜone w:
1) zabezpieczenia od skutków zwarć międzyfazowych, zalecane są zabezpieczenia
nadprądowe zwłoczne i zwarciowe o charakterystykach niezaleŜnych, kaŜde z nich ma
mieć moŜliwość wprowadzenia blokady kierunkowej, zaleca się taki dobór nastaw,
aby blokada kierunkowa konieczna była tylko dla zabezpieczenia nadprądowego
zwłocznego,
2) zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych działające na wyłączenie lub na
sygnalizację. Działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych na sygnalizację jest
dopuszczalne (z wyjątkiem sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor) w
wypadku braku technicznej moŜliwości zapewnienia selektywnego wyłączania pod
warunkiem zachowania wymagań ochrony przeciwporaŜeniowej w zasilanej sieci,
3) zabezpieczenia nad- i podczęstotliwościowe, zalecane są zabezpieczenia wyposaŜone
w kryterium df/dt,
4) blokadę załączenia w przypadku obecności napięcia w linii, jeśli istnieje moŜliwość
utrzymania się elektrowni lokalnej w pracy wyspowej, kaŜde ręczne, zdalne
i automatyczne załączenie linii powinno być poprzedzone kontrolą napięcia i
ewentualną blokadą w przypadku istnienia napięcia w linii, zabezpieczenie wymaga
zainstalowania przekładników napięciowych za wyłącznikiem pola, oraz powinny
mieć moŜliwość współpracy z zabezpieczeniem szyn zbiorczych i układem lokalnej
rezerwy wyłącznikowej.
II.4.4.3.3.
Wymagania dla pól transformatorów potrzeb własnych i uziemiających
II.4.4.3.3.1. Pola potrzeb własnych powinny być wyposaŜone w następujące układy EAZ:
1) zabezpieczenie reagujące na zwarcia wewnętrzne w transformatorze i na
wyprowadzeniach,
2) zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne od skutków zwarć zewnętrznych,
3) zabezpieczenia fabryczne transformatora.
II.4.4.3.3.2. W sieciach skompensowanych zaleca się dla prawidłowego działania zabezpieczeń
ziemnozwarciowych w polach liniowych wprowadzenie dodatkowego prądu doziemnego.
Wartość i charakter tego prądu powinny być dostosowane do zastosowanych
zabezpieczeń.
II.4.4.3.3.3. Jeśli w polu potrzeb własnych jest zainstalowany dławik do kompensacji prądów
ziemnozwarciowych, to naleŜy wprowadzić moŜliwość blokady zabezpieczenia
nadprądowego zwłocznego od zabezpieczenia nadprądowego w punkcie neutralnym oraz
uwzględnić zabezpieczenia fabryczne dławika i ewentualnie AWSCz lub innego układu
wprowadzającego dodatkowy prąd doziemny.
II.4.4.3.3.4. Jeśli w polu potrzeb własnych jest zainstalowany rezystor uziemiający, to zabezpieczenie
nadprądowe w punkcie neutralnym powinno mieć moŜliwość blokady zabezpieczenia
nadprądowego zwłocznego oraz chronić rezystor przed skutkami zbyt długiego
przepływu prądu w czasie zwarcia doziemnego nie wyłączonego przez zabezpieczenia w
innych polach. Sposób oddziaływania tego zabezpieczenia na wyłączniki w stacji zaleŜy
od wymagań OSD, warunków eksploatacji i moŜe powodować:
1) dla transformatorów dwuzwojeniowych wyłączenie dwustronne (zalecane) lub tylko
po stronie SN,
2) dla transformatorów trójuzwojeniowych wyłączenie tylko po stronie SN dotkniętej
zakłóceniem lub ze wszystkich stron,
3) wyłączenie pola potrzeb własnych (rozwiązanie dopuszczalne, ale nie zalecane),
4) wyłączenie rezystora uziemiającego (rozwiązanie dopuszczalne, ale nie zalecane).
22/111
IRiESD
II.4.4.3.3.5. W przypadku sieci uziemionej przez rezystor, kaŜde automatyczne wyłącznie pola SN
transformatora 110 kV/SN musi skutkować wyłączeniem wyłącznika pola transformatora
uziemiającego lub rezystora.
II.4.4.3.4.
Wymagania dla baterii kondensatorów do kompensacji mocy biernej
II.4.4.3.4.1. Pola baterii kondensatorów wyposaŜa się w:
1) zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne od skutków przeciąŜeń, zabezpieczenie musi w
kryterium działania korzystać z wartości skutecznej prądu lub w inny sposób
uwzględniać wpływ wyŜszych harmonicznych,
2) zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne,
3) zabezpieczenie od skutków zwarć wewnętrznych,
4) zabezpieczenia nadnapięciowe.
II.4.4.3.4.2. KaŜde wyłącznie pola SN transformatora musi skutkować wyłączeniem wyłącznika pola
baterii kondensatorów.
II.4.4.3.5.
Wymagania dla łączników szyn
II.4.4.3.5.1. Łączniki szyn SN wyposaŜa się w następujące zabezpieczenia działające na wyłączenie
własnego wyłącznika:
1) zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne,
2) zabezpieczenie nadprądowe zwarciowe działające przy załączeniu pola łącznika szyn
na zwarcie (zabezpieczenie ma być aktywne do 10 s po załączeniu wyłącznika),
3) w sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor wymagane jest
zabezpieczenie ziemnozwarciowe lub odpowiednie powiązanie z zabezpieczeniem
nadprądowym w punkcie neutralnym transformatora uziemiającego.
II.4.4.3.6.
Wymagania dla pól pomiaru napięcia
II.4.4.3.6.1. Pola pomiaru napięcia w rozdzielniach SN powinny być wyposaŜone w działające na
sygnalizację zabezpieczenia reagujące na:
1) zanik, obniŜenie lub wzrost napięcia na szynach SN, kontrolowane mają być napięcia
przewodowe, a zabezpieczenie ma zadziałać, gdy nastąpi wzrost lub obniŜenie
jednego z nich,
2) zwarcia doziemne w przyłączonej sieci SN.
Jeśli z tego pola wyprowadzane są sygnały SCO i SPZ/SCO, to naleŜy je wyposaŜyć w
przynajmniej dwustopniowe zabezpieczenie podczęstotliwościowe i zabezpieczenie
nadczęstotliwościowe.
II.4.4.3.7.
Wymagania dla automatyk zabezpieczeniowych rozdzielni SN
II.4.4.3.7.1. Rozdzielnie SN powinny być wyposaŜone w:
1) SCO umoŜliwiające realizację przynajmniej dwóch stopni w kaŜdej sekcji, przy czym
automatyka moŜe być zrealizowana w polu pomiaru napięcia z rozprowadzeniem
sygnału do pól odpływowych lub jako rozproszona w postaci zabezpieczeń
podczęstotliwościowych w poszczególnych polach. Automatyki tej nie wolno
instalować w rozdzielniach SN GPO. Automatyki tej nie naleŜy uruchamiać w liniach,
do których przyłączone są jednostki wytwórcze,
2) SPZ/SCO naleŜy stosować w uzgodnieniu z APK S.A.,
3) LRW w celu rezerwowania wyłączników w polach liniowych, potrzeb własnych i
baterii kondensatorów. Automatyka ta ma odłączać zasilanie zwarcia ze wszystkich
stron, czyli równieŜ wyłączać linie z przyłączonymi elektrowniami lokalnymi,
4) zabezpieczenie szyn zbiorczych, które moŜe być w wykonaniu róŜnicowym
poprzecznym lub nadprądowo-logicznym. Automatyka ta ma odłączać zasilanie
23/111
IRiESD
zwarcia ze wszystkich stron, czyli równieŜ wyłączać linie z przyłączonymi
elektrowniami lokalnymi. Zabezpieczenie to powinno działać z czasem nie dłuŜszym
niŜ 0,3 s,
II.4.4.3.7.2. W rozdzielniach SN wyposaŜonych w automatykę SZR, do których przyłączone są
jednostki wytwórcze, naleŜy zastosować jedno z rozwiązań:
1) urządzenia SZR z funkcją kontroli napięcia szczątkowego (zalecane),
2) przed załączeniem zasilania rezerwowego wyłączać linie, do których przyłączone są
jednostki wytwórcze.
II.4.4.4.
Wymagania dla jednostek wytwórczych w zakresie EAZ
II.4.4.4.1.
Zabrania się przyłączania jednostek wytwórczych wyposaŜonych wyłącznie w aparaty
instalacyjne np. bezpieczniki topikowe czy wyłączniki nadmiarowe niezaleŜnie od
wartości mocy osiągalnej i miejsca przyłączenia.
II.4.4.4.2.
Wszystkie zabezpieczenia jednostek wytwórczych powinny powodować ich trójfazowe
wyłączenie.
II.4.4.4.3.
Jednostki wytwórcze, dla których miejscem przyłączenia jest sieć nN, powinny być
wyposaŜone w:
1) zabezpieczenia nadprądowe,
2) zabezpieczenia pod- i nadnapięciowe,
3) zabezpieczenie skutków od pracy niepełnofazowej.
II.4.4.4.4.
APK S.A. decyduje o potrzebie wyposaŜenia jednostek wytwórczych lub linii w
zabezpieczenie od skutków mocy zwrotnej.
II.4.4.4.5.
Nastawy EAZ jednostek wytwórczych powinny być uzgodnione z APK S.A. lub przez
niego ustalone. Nastawy zabezpieczeń podnapięciowych powinny uwzględniać
wymaganą krzywą t=f(U) podaną w Załączniku nr 1 do IRiESD.
II.4.4.4.6.
Jednostki wytwórcze przyłączone poprzez transformatory nN/SN.
II.4.4.4.6.1. Jeśli w skład jednostki wytwórczej wchodzi transformator nN/SN niezaleŜnie od łącznika
po stronie nN musi być zainstalowany wyłącznik po stronie SN.
II.4.4.4.6.2. Jednostki wytwórcze z generatorami synchronicznymi pracujące synchronicznie z siecią
muszą być wyposaŜone w synchronizatory lub inne urządzenie umoŜliwiające właściwe
łączenie z siecią.
II.4.4.4.6.3. Po chwilowym zaniku lub obniŜeniu napięcia w sieci współpracującej powodującym
wyłączenie, jednostki wytwórcze o mocy większej od 100 kVA powinny samoczynnie
powrócić do pracy w czasie nie krótszym niŜ 30 s po ustąpieniu zakłócenia.
II.4.4.4.6.4. Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej do 100 kVA powinny mieć następujące
zabezpieczenia:
1) nadprądowe zwłoczne,
2) nadprądowe zwarciowe,
3) nad- i pod-napięciowe,
4) od wzrostu prędkości obrotowej lub nadczęstotliwościowe,
5) ziemnozwarciowe zerowonapięciowe.
II.4.4.4.6.5. Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyŜej 100 kVA powinny mieć następujące
zabezpieczenia:
1) nadprądowe od skutków zwarć międzyfazowych zwłoczne i/lub zwarciowe,
24/111
IRiESD
2) nad- i podnapięciowe,
3) nad- i podczęstotliwościowe,
4) ziemnozwarciowe.
II.4.4.4.6.6. Jednostki wytwórcze o mocy 25 MVA i większej naleŜy wyposaŜać w zabezpieczenia
róŜnicowoprądowe, przy czym OSD moŜe zdecydować o potrzebie stosowania
zabezpieczeń róŜnicowoprądowych dla poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych
o mocy mniejszej.
II.4.4.4.6.7. Zabezpieczenia do ochrony przed skutkami obniŜenia lub wzrostu napięcia muszą być
wykonane trójfazowo. Jeśli zabezpieczenie jest zainstalowane po stronie nN, to powinno
zadziałać po wzroście lub obniŜeniu jednego lub więcej napięć fazowych. Jeśli jest
zainstalowane po stronie SN, to powinno zadziałać po wzroście lub obniŜeniu jednego
lub więcej napięć przewodowych.
II.4.4.4.6.8. Składowa zerowa napięcia dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych musi być mierzona po
stronie SN.
II.4.4.4.6.9. Jednostki wytwórcze współpracujące z falownikami, oprócz zabezpieczeń wykonanych
zgodnie z pkt. od II.4.4.4.1. do II.4.4.4.3. oraz od II.4.4.4.6.1. do II.4.4.4.6.8., powinny
być wyposaŜone w urządzenia pozwalające na kontrolowanie i utrzymywanie zadanych
parametrów jakościowych energii elektrycznej.
II.4.4.5.
Wybrane zagadnienia eksploatacji EAZ
II.4.4.5.1.
APK S.A. prowadzi eksploatację układów EAZ zgodnie z zasadami określonymi w
niniejszej IRiESD oraz w oparciu o szczegółowe instrukcje eksploatacji sieci, instalacji,
grup urządzeń lub poszczególnych urządzeń.
II.4.4.5.2.
Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A. zobowiązane są do
eksploatowania urządzeń EAZ będących ich własnością w sposób nie zagraŜający
bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego APK S.A., a tym samym utrzymywania tych
elementów w naleŜytym stanie technicznym. W odniesieniu do EAZ bez uzgodnienia z
APK S.A. w szczególności podmiotom tym zabrania się:
1) odstawiania z pracy urządzeń lub ich części,
2) wymiany urządzeń na posiadające inne parametry i właściwości,
3) zmiany nastaw i sposobu działania.
II.4.4.5.3.
APK S.A. moŜe zaŜądać od podmiotu przyłączonego do sieci wglądu w dokumentację
eksploatacyjną potwierdzającą terminowość i zakres prowadzonych prac
eksploatacyjnych EAZ, których stan techniczny moŜe mieć wpływ na pracę sieci
dystrybucyjnej.
II.4.4.5.4.
Przyjęcie do eksploatacji urządzeń EAZ nowych i modernizowanych następuje po
przeprowadzeniu prób i pomiarów oraz stwierdzeniu spełnienia warunków określonych w
niniejszej instrukcji, w zawartych umowach, a takŜe warunków zawartych w
dokumentacji projektowej i fabrycznej. Przyjmowane do eksploatacji urządzenia,
instalacje i sieci w zaleŜności od potrzeb, powinny posiadać wymaganą dokumentację
prawną i techniczną.
II.4.4.5.5.
Podczas oględzin urządzeń sieci dystrybucyjnej APK S.A. podlegają im równieŜ
urządzenia EAZ.
25/111
II.4.5.
IRiESD
Wymagania techniczne dla systemu nadzoru i telemechaniki.
II.4.5.1.
Wymagania i zalecenia dotyczące nadzoru stacji elektroenergetycznych obowiązują APK
S.A. oraz podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A.
II.4.5.2.
Ogólne wymagania stawiane stacyjnemu i dyspozytorskiemu systemowi nadzoru, a
podyktowane głównie względami optymalizacyjnymi i niezawodnościowymi są
następujące:
a) obiektowe systemy nadzoru muszą być kompatybilne z dyspozytorskimi systemami w
centrach nadzoru. Stacyjne systemy nadzoru muszą spełniać wymagania stosowne do
rodzaju obsługiwanych stacji z uwzględnieniem wymogów jakościowych i
konfiguracyjnych,
b) obiektowe systemy nadzoru powinny być połączone z centrami nadzoru z
wykorzystaniem niezawodnych i o właściwej przepływności łączy transmisyjnych,
aby zapewnić odpowiednią szybkość przepływu informacji z/do centrów
dyspozytorskich,
c) systemy nadzoru powinny zapewniać archiwizację danych na okres zgodny z
wymaganiami norm bezpieczeństwa informacji oraz umoŜliwić utrzymanie ciągłości
nadzoru dyspozytorskiego i dokonywania analiz pracy sieci,
d) połączenie systemów nadzoru w dyspozycjach winne być wykonane jako
redundantne. Zaleca się realizację z wykorzystaniem sieci komputerowej,
e) naleŜy dąŜyć do tego, aby wszelkie informacje uzyskiwane dla systemów
dyspozytorskich posiadały znacznik czasu. Struktura sieci komunikacyjnych sygnałów
telemechaniki winna zapewnić niezawodność i optymalizację przepływu informacji.
Komunikacja winna być realizowana dwoma redundantnymi kanałami łączności. Jako
rezerwową drogę transmisji dopuszcza się transmisje pakietowe,
f) protokół transmisji musi być dostosowany do systemu sterowania posiadanego przez
operatora systemu dystrybucyjnego,
g) naleŜy dąŜyć do tego, aby czas reakcji całego systemu nadzoru (stacyjnego i
nadrzędnego) nie przekraczał kilku sekund, a rozdzielczość czasowa przesyłanych
sygnałów zawierała się w granicach 1–100 ms.
II.4.5.3.
Rozdzielnie SN wyposaŜone w wyłączniki waŜne ruchowo powinny być objęte, co
najmniej telemechaniką umoŜliwiającą:
a) Telesterowanie:
• sterowanie wyłącznikami,
• sterowanie urządzeniami automatyk stacyjnych.
b) Telesygnalizację:
• stanu połoŜenia wyłączników, odłączników szynowych i liniowych oraz
uziemników,
• stanu automatyk stacyjnych,
• sygnalizację awaryjną indywidualną z poszczególnych pól rozdzielni,
• sygnalizację zadziałania poszczególnych zabezpieczeń,
• sygnalizację awaryjną z potrzeb własnych prądu stałego dotyczącą w
szczególności: uszkodzenia prostownika, braku ciągłości obwodów prądu stałego
wraz z baterią oraz doziemienia w obwodach prądu stałego,
• sygnalizację awaryjną z urządzeń zasilania bezprzerwowego,
• sygnalizację włamaniową i przeciwpoŜarową.
c) Telemetrię:
• pomiar prądu w poszczególnych polach,
• pomiar napięcia na poszczególnych układach szyn.
II.4.5.4.
Urządzenia telemechaniki powinny być wyposaŜone, w co najmniej dwa porty transmisji
danych.
26/111
II.4. 5.5.
II.4.6.
IRiESD
Urządzenia telemechaniki obiektowej oraz systemy nadzoru w dyspozycjach powinny
być zasilane z układu napięcia bezprzerwowego o czasie autonomii nie krótszym niŜ 8
godz.
Wymagania techniczne dla układów i systemów pomiarowo-rozliczeniowych.
II.4.6.1.
Wymagania ogólne
II.4.6.1.1.
Wymagania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz układów
pomiarowo-kontrolnych, zwanych dalej wspólnie równieŜ układami pomiarowymi,
określone w IRiESD obowiązują z dniem jej wejścia w Ŝycie w przypadkach:
a) układów pomiarowych nowobudowanych i modernizowanych,
b) układów pomiarowych zainstalowanych u URD będących wytwórcami lub
odbiorcami, którzy po wejściu w Ŝycie IRiESD będą chcieli skorzystać z prawa
wyboru sprzedawcy,
c) układów pomiarowych zainstalowanych u URD będących wytwórcami lub
odbiorcami, którzy po wejściu w Ŝycie IRiESD będą chcieli skorzystać z prawa
rozdzielenia umów kompleksowych i świadczenia usług na podstawie dwóch
odrębnych umów sprzedaŜy i dystrybucji energii elektrycznej.
Obowiązek dostosowania układów pomiarowych do wymagań zawartych w IRiESD
spoczywa na ich właścicielu.
Odbiorca, który jest właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego, chcący skorzystać
z prawa wyboru sprzedawcy dostosowuje układ pomiarowo-rozliczeniowy do wymagań
określonych w rozporządzeniu Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz w IRiESD.
Przed dostosowaniem układu pomiarowego odbiorca powinien wystąpić o określenie
wymagań technicznych.
II.4.6.1.2.
Urządzenia wchodzące w skład kaŜdego układu pomiarowo-rozliczeniowego muszą
spełniać wymagania prawa, a w szczególności posiadać legalizację i/lub certyfikat
zgodności z wymaganiami zasadniczymi (MID) i/lub homologację, zgodnie z
wymaganiami określonymi dla danego urządzenia. W przypadku urządzeń, dla których
nie jest wymagana legalizacja lub homologacja, urządzenie musi posiadać odpowiednie
świadectwo potwierdzające poprawność pomiarów (świadectwo wzorcowania).
PowyŜsze badania powinny być wykonane przez uprawnione laboratoria zgodnie z
obowiązującymi normami i przepisami. Okres pomiędzy kolejnymi wzorcowaniami tych
urządzeń (za wyjątkiem przekładników pomiarowych prądowych i napięciowych) nie
powinien przekraczać okresu waŜności cech legalizacyjnych lub zabezpieczających
(MID) licznika energii czynnej zainstalowanego w tym samym układzie pomiaroworozliczeniowym.
II.4.6.1.3.
Układy pomiarowe półpośrednie i pośrednie muszą być wyposaŜone w przekładniki
pomiarowe w kaŜdej z trzech faz oraz w liczniki trójsystemowe.
II.4.6.1.4.
Układy pomiarowe muszą być zainstalowane:
a) w przypadku wytwórców – po stronie górnego napięcia transformatorów blokowych i
transformatorów potrzeb ogólnych,
b) w przypadku odbiorców – na napięciu sieci, do której dany odbiorca jest przyłączony,
c) w przypadku wytwórców posiadających odnawialne źródła energii oraz źródła
pracujące w skojarzeniu, dodatkowo na zaciskach generatora w celu potwierdzania
ilości energii elektrycznej dla potrzeb wydawania świadectw pochodzenia.
27/111
IRiESD
II.4.6.1.5.
Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A., będące Uczestnikami Rynku
Bilansującego instalują dla celów kontrolnych, bilansowych i rozliczeniowych, układy
pomiarowe zgodnie z wymaganiami określonymi przez Operatora Systemu Przesyłowego
w IRiESP.
II.4.6.1.6.
APK S.A. wraz z OSP uzgadniają wspólne protokoły pobierania oraz przetwarzania
danych pomiarowych z LSPR, dla potrzeb transmisji danych do Operatora Systemu
Przesyłowego i ich zabezpieczenia przed utratą danych.
II.4.6.1.7. OSD uzgadniają protokół transmisji danych pomiarowych pomiędzy sobą oraz
określają standard protokołu transmisji obowiązujący wszystkie podmioty
przyłączone do sieci dystrybucyjnej.
II.4.6.1.8. Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowych dzieli się według
sposób konstrukcji oznaczenia poszczególnych grup taryfowych przedstawiono na
schemacie poniŜej:
X X X
Litery oznaczające poziom napięcia sieci w miejscu dostarczania energii
elektrycznej:
B: napięcie średnie (SN)
C: napięcie niskie ( nN )
Cyfry oznaczające wielkość mocy:
1: moc nie większa niŜ 40 kW i prąd znamionowy zabezpieczenia
przedlicznikowego w torze prądowym nie większy niŜ 63 A
2: moc większa od 40 kW lub prąd znamionowy zabezpieczeń przedlicznikowych w
torze prądowym większy od 63 A
Cyfry oznaczające liczbę rozliczeniowych stref czasowych:
1: jednostrefowa
3: trójstrefowa
W oparciu o zasady podziału odbiorców określone w pkt. 3.1.2 ustala się
następujące grupy taryfowe:
a) dla odbiorców zasilanych z sieci SN - B23,
b) dla odbiorców zasilanych z sieci nN - C11 i C23,
W przypadku układów pomiarowych kategorii B i C, kwalifikacja do poszczególnych
kategorii jest uwarunkowana przekroczeniem granicznej wartości jednego z dwóch
wymienionych kryteriów. Wartość mocy pobieranej ustalana jest z uwzględnieniem
wartości mocy przyłączeniowej podmiotu.
Zakwalifikowanie do poszczególnych kategorii dokonywane jest w momencie
zaistnienia, co najmniej jednego z przypadków o których mowa w pkt. II.4.6.1.1. a), b)
oraz c).
28/111
II.4.6.1.9.
IRiESD
Liczniki energii elektrycznej powinny posiadać, co najmniej klasę dokładności
odpowiednią dla kategorii pomiaru oraz umoŜliwiać:
a) dwukierunkowy pomiar energii czynnej oraz biernej dla wytwórców i odbiorców
posiadających źródła wytwórcze mierzony w czterech kwadrantach z rejestracją
profili obciąŜenia,
b) jednokierunkowy pomiar energii czynnej i dwukierunkowy pomiar energii biernej z
rejestracją profili obciąŜenia dla odbiorców nie posiadających źródeł wytwórczych
oraz mocy przyłączeniowej nie mniejszej niŜ 40 kW,
c) jednokierunkowy pomiar energii czynnej, a w uzasadnionych przypadkach pomiar
energii biernej – dotyczy tylko układów pomiarowo-rozliczeniowych odbiorców
zaliczonych do kategorii C,
d) jednokierunkowy pomiar energii czynnej z rejestracją profili obciąŜenia – dla pomiaru
na zaciskach generatora, w celu potwierdzania ilości wytworzonej energii dla potrzeb
wydawania świadectw pochodzenia.
II.4.6.1.10. Transmisja danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej do LSPR
powinna być realizowana za pośrednictwem:
a) wyjść cyfrowych liczników energii elektrycznej,
b) wyjść cyfrowych rejestratorów (koncentratorów), które to rejestratory (koncentratory)
będą pozyskiwały dane za pomocą wyjść cyfrowych liczników energii elektrycznej.
Wymagania, co do szybkości i jakości transmisji danych kanałami telekomunikacyjnymi
określa APK S.A.
II.4.6.1.11. Dla układów pomiarowych energii elektrycznej dla kategorii : B – stosowanie dwóch
układów pomiarowych – układu pomiarowo-rozliczeniowego i układu pomiarowokontrolnego określa APK S.A.
Dla pozostałych kategorii dopuszcza się stosowanie układów pomiarowo-kontrolnych,
przy czym mogą być one przyłączone do uzwojenia przekładników układu pomiaroworozliczeniowego.
II.4.6.1.12. Miejsce zainstalowania układu pomiarowego określa APK S.A., w warunkach
przyłączenia lub umowie dystrybucji lub umowie kompleksowej.
II.4.6.1.13. Przekładniki prądowe powinny być tak dobrane, aby prąd pierwotny wynikający z mocy
umownej mieścił się w granicach 20-120 % ich prądu znamionowego, przy
jednoczesnym prognozowanym minimalnym poborze mocy czynnej nie mniejszym niŜ
20 % prądu znamionowego.
W przypadku źródeł, przekładniki prądowe powinny być tak dobrane, aby prąd pierwotny
wynikający z mocy umownej mieścił się w granicach:
a) 20-120 % prądu znamionowego przekładników o klasie dokładności 0,5,
b) 5-120 % prądu znamionowego przekładników o klasie dokładności 0,5S i 0,2,
c) 1-120 % prądu znamionowego przekładników o klasie dokładności 0,2S.
Przekładniki prądowe i napięciowe powinny być tak dobrane, aby obciąŜenie strony
wtórnej zawierało się miedzy 25 % a 100 % wartości nominalnej mocy uzwojeń/rdzeni
przekładników. W przypadku wystąpienia konieczności dociąŜenia rdzenia pomiarowego
jako dociąŜenie naleŜy zastosować atestowane rezystory instalowane w obudowach
przystosowanych do plombowania.
II.4.6.1.14. Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiarowych nie moŜna
przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii elektrycznej oraz w
uzasadnionych przypadkach rezystorów dociąŜających.
II.4.6.1.15. Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych w układach
pomiarowych podstawowych i rezerwowych powinien być ≤5. W przypadku
modernizacji układów pomiarowo-rozliczeniowych dopuszcza się pozostawienie
29/111
IRiESD
dotychczasowych przekładników prądowych o współczynniku FS > 5, o ile spełniają one
pozostałe wymagania IRiESD.
II.4.6.1.16. Wszystkie elementy członu zasilającego oraz osłony i urządzenia wchodzące w skład
układu pomiarowego energii elektrycznej muszą być przystosowane do plombowania.
Plombowanie musi umoŜliwiać zabezpieczenie przed: zmianą parametrów lub nastaw
urządzeń wchodzących w skład układu pomiarowego oraz ingerencją powodującą
zafałszowanie jego wskazań.
II.4.6.1.17. W przypadku zmian mocy umownej lub ilości pobieranej energii elektrycznej, zmiana
kwalifikacji układu pomiarowego do kategorii określonej w pkt. II.4.6.1.8., następuje na
wniosek odbiorcy lub APK S.A.. Dostosowanie układu do wymagań nowej kategorii
spoczywa na właścicielu układu pomiarowego.
II.4.6.1.18. W przypadku zmiany charakteru odbioru, APK S.A. moŜe nakazać wprowadzenie zmian
w istniejącym układzie pomiarowo-rozliczeniowym (np. pomiar energii biernej lub strat).
II.4.6.1.19. Wszelkie stwierdzone nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego lub jego
elementu winny być niezwłocznie wzajemnie zgłaszane przez odbiorcę, sprzedawcę lub
APK S.A. (zwanymi dalej „Stronami umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy
kompleksowej”).
II.4.6.1.20. W przypadku podejrzenia nieprawidłowości działania układu pomiarowego lub jego
elementu, kaŜda ze Stron umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy
kompleksowej, ma prawo Ŝądać laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania
układu pomiarowego lub jego elementu.
II.4.6.1.21. W przypadku zgłoszenia Ŝądania laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania
układu pomiarowego lub jego elementu, właściciel układu pomiarowego zapewnia
demontaŜ wskazanego elementu układu pomiarowego. DemontaŜ następuje w obecności
przedstawiciela odbiorcy i APK S.A.
II.4.6.1.22. APK S.A. przekazuje zdemontowany element układu pomiarowego do laboratoryjnego
sprawdzenia prawidłowości działania w terminie 14-stu dni od dnia zgłoszenia Ŝądania.
JeŜeli właścicielem układu pomiarowego jest podmiot inny niŜ APK S.A., to podmiot ten
ma obowiązek przekazać APK S.A. zdemontowany element układu pomiarowego
bezpośrednio po jego demontaŜu. DemontaŜ następuje w obecności przedstawiciela
odbiorcy i APK S.A.
II.4.6.1.23. JeŜeli laboratoryjne sprawdzenie nie wykaŜe błędów w działaniu zdemontowanego
elementu układu pomiarowego, to podmiot wnioskujący o sprawdzenie ponosi koszty
sprawdzenia oraz demontaŜu i montaŜu badanego elementu.
II.4.6.1.24. APK S.A. przekazuje odbiorcy/wytwórcy kopię wyniku laboratoryjnego sprawdzenia,
niezwłocznie po jego otrzymaniu.
II.4.6.1.25. JeŜeli APK S.A. nie jest właścicielem układu pomiarowego, APK S.A. zwraca
zdemontowany element układu pomiarowego właścicielowi w terminie do 60-go dnia, od
dnia jego otrzymania od podmiotu wykonującego laboratoryjne sprawdzenie
prawidłowości jego działania, o ile Ŝadna ze Stron nie wystąpi z wnioskiem, o którym
mowa w pkt. II.4.6.1.26.
II.4.6.1.26. W ciągu 30-stu dni od dnia otrzymania kopii wyniku badania laboratoryjnego, kaŜda ze
Stron umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej moŜe zlecić
wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego uprzednio zdemontowanego elementu
układu pomiarowego. APK S.A. umoŜliwia przeprowadzenie takiej ekspertyzy.
30/111
IRiESD
II.4.6.1.27. Koszt ekspertyzy, o której mowa w pkt. II.4.6.1.26. pokrywa podmiot, który wnioskuje o
jej przeprowadzenie.
II.4.6.1.28. W okresie zdemontowania elementu układu pomiarowego, właściciel układu
pomiarowego zapewni zastępczy element układu pomiarowego, który będzie spełniał
wymagania techniczne określone w IRiESD. W uzasadnionych przypadkach, na okres
zdemontowania elementu układu pomiarowego, APK S.A. moŜe odpłatnie uŜyczyć
zastępczy element układu pomiarowego.
II.4.6.1.29. W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego, z
wyłączeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej, właściciel układu pomiarowego
zwraca koszty, o których mowa w pkt. II.4.6.1.23. i II.4.6.1.27., a APK S.A. dokonuje
korekty dostarczonej/odebranej energii elektrycznej na podstawie, której dokonywane są
korekty rozliczeń pomiędzy podmiotami prowadzącymi rozliczenia tego podmiotu, o ile
do rozliczeń nie moŜna było wykorzystać wskazań innego układu pomiarowego.
II.4.6.1.30. W przypadku stwierdzenia prawidłowości w działaniu układu pomiarowego energii
elektrycznej, strona wnioskująca o sprawdzenie układu pomiarowego pokrywa
uzasadnione koszty związane z demontaŜem, montaŜem i wypoŜyczeniem zastępczego
elementu układu pomiarowego.
II.4.6.1.31. W przypadku wymiany układu pomiarowego lub jego elementu w trakcie dostarczania
energii elektrycznej, a takŜe po zakończeniu jej dostarczania, APK S.A. wydaje
odbiorcy/wytwórcy dokument zawierający dane identyfikujące układ pomiarowy i stan
wskazań licznika w chwili demontaŜu.
II.4.6.2.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kategorii B, powinny być
spełnione następujące wymagania:
a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć rdzenie
uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niŜ 0,5 słuŜące do pomiaru
energii czynnej,
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
klasę nie gorszą niŜ 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 1 dla energii biernej,
c) układy pomiarowe powinny umoŜliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci
pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut, przez co najmniej 63 dni i
automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,
d) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego, co
najmniej raz na dobę oraz potrzymanie zasilania ze źródeł zewnętrznych,
e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych
pomiarowych, co najmniej raz na dobę,
f) powinien być moŜliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii
łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
II.4.6.3.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kategorii C
II.4.6.3.1.
Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C11 są następujące:
a) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
klasę dokładności nie gorszą niŜ 2 dla energii czynnej,
b) APK S.A. moŜe zadecydować o konieczności:
• realizowania przez układ pomiarowy rejestracji i przechowywania w pamięci
pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut, przez co najmniej 63 dni,
• realizowania przez układ pomiarowy transmisji danych pomiarowych,
• pomiaru mocy i energii biernej.
31/111
II.4.6.3.2.
II.4.7.
IRiESD
Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C23 są następujące:
a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć rdzenie
uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niŜ 0,5 słuŜące do pomiaru
energii czynnej,
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych powinny mieć
klasę nie gorszą niŜ 1 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 2 dla energii biernej,
c) układy pomiarowe powinny umoŜliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci
pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut, przez co najmniej 63 dni i
automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,
d) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych
pomiarowych, co najmniej raz na dobę, jeŜeli APK S.A. zadecyduje, Ŝe taka
transmisja jest niezbędna,
e) powinien być moŜliwy lokalny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy
transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
Wymagania związane z systemami teletransmisyjnymi
II.4.7.1. APK S.A. odpowiada za utrzymanie infrastruktury telekomunikacyjnej i informatycznej
niezbędnej do właściwego prowadzenia ruchu sieci dla obszaru swojego działania.
II.4.7.2. Infrastruktura telekomunikacyjna powinna umoŜliwiać współpracę z operatorami sąsiednich
systemów dystrybucyjnych, operatorem systemu przesyłowego, a w przypadkach
określonych przez APK S.A., równieŜ z podmiotami zakwalifikowanymi do pozostałych
grup przyłączeniowych.
II.4.7.3. W zakresach, gdzie wymagane jest dostosowanie infrastruktury do potrzeb wymienionych w
pkt. II.4.7.1. zainteresowane strony wzajemnie uzgadniają między sobą zakres i szczegółowe
wymagania, wraz z określeniem sposobów finansowania niezbędnych działań.
II.5. DANE
PRZEKAZYWANE
DO
ARCTIC
PAPER
KOSTRZYN S.A. PRZEZ PODMIOTY PRZYŁĄCZONE I
PRZYŁĄCZANE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
II.5.1.
Zakres danych
II.5.1.1. Dane przekazywane do APK S.A. przez podmioty przyłączane i przyłączone do sieci
dystrybucyjnej obejmują:
a) dane opisujące stan istniejący,
b) dane prognozowane dla perspektywy określonej przez APK S.A.,
c) dane pomiarowe.
II.5.1.2. Wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze oraz farmy wiatrowe przyłączone do sieci
dystrybucyjnej APK S.A. o mocy osiągalnej równej 5 MW i wyŜszej, przekazują dane do
Centralnego rejestru jednostek wytwórczych prowadzonego przez OSP zgodnie z zasadami
opisanymi w IRiESP.
II.5.2.
Dane opisujące stan istniejący
II.5.2.1. Wytwórcy przekazują do APK S.A. następujące dane opisujące stany istniejące swoich
instalacji i urządzeń:
a) nazwę węzła i napięcie przyłączenia,
b) moc osiągalną,
c) schematy, plany i konfigurację głównych układów elektrycznych,
32/111
IRiESD
d) dane jednostek wytwórczych,
e) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej.
II.5.2.2. Odbiorcy przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do APK S.A. następujące dane opisujące
stan istniejący swoich instalacji i urządzeń:
a) dane o węzłach i ich wyposaŜeniu, liniach wraz ze schematami i planami,
transformatorach,
b) dane o ewentualnych jednostkach wytwórczych,
c) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej.
II.5.2.3. Dane o węzłach obejmują w szczególności:
a) nazwę węzła,
b) rodzaj i schemat stacji,
c) rodzaj pól i ich wyposaŜenie,
d) zapotrzebowanie na moc czynną i bierną w charakterystycznych godzinach pomiarowych
z uwzględnieniem i bez uwzględnienia mocy osiągalnych jednostek wytwórczych,
e) roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną z uwzględnieniem i bez uwzględnienia
produkcji energii elektrycznej jednostek wytwórczych,
f) ilość energii elektrycznej kupowanej w ramach bezpośrednich umów z wytwórcami,
g) udział odbiorców przemysłowych w szczytowym obciąŜeniu stacji,
h) moc bierną kompensującą, kondensatory ze znakiem „+”, dławiki ze znakiem „-”,
i) układ normalny pracy.
II.5.2.4. Dane o liniach obejmują w szczególności:
a) nazwę węzła początkowego,
b) nazwę węzła końcowego,
c) rezystancję linii,
d) reaktancję dla składowej zgodnej,
e) 1/2 susceptancji poprzecznej pojemnościowej,
f) stosunek reaktancji dla składowej zerowej do reaktancji dla składowej zgodnej,
g) 1/2 konduktancji poprzecznej,
h) długość linii, typ i przekrój przewodów,
i) obciąŜalność termiczną linii w sezonie zimowym,
j) obciąŜalność termiczną linii w sezonie letnim.
II.5.2.5. Dane o transformatorach obejmują w szczególności:
a) nazwy węzłów, do których jest przyłączony transformator,
b) dane znamionowe,
c) model zwarciowy.
II.5.2.6. Dane o jednostkach wytwórczych obejmują w szczególności:
a) nazwę węzła, do którego jednostka wytwórcza jest przyłączona,
b) wskaźnik zuŜycia energii elektrycznej na potrzeby własne jednostek wytwórczych,
c) produkcję energii elektrycznej,
d) wskaźniki odstawień awaryjnych,
e) emisje zanieczyszczeń SO2, NOX, pyły i CO2,
f) rezystancję i reaktancję gałęzi generator-transformator blokowy,
g) reaktancję zastępczą bloku z uwzględnieniem X’d generatora,
h) znamionową moc pozorną jednostki wytwórczej,
i) napięcie znamionowe jednostki wytwórczej,
j) znamionowy współczynnik mocy jednostki wytwórczej,
k) moc czynną potrzeb własnych,
l) maksymalną generowaną moc czynną,
m) minimalną generowaną moc czynną,
33/111
IRiESD
n) dla jednostek wytwórczych u wytwórców energii elektrycznej minimalną i maksymalną
generowaną moc czynną w sezonie letnim i zimowym,
o) statyzm turbiny,
II.5.2.7. Formę przekazywanych danych, termin oraz sposób przekazania podmioty uzgadniają z
APK S.A.
II.5.3.
Dane prognozowane dla perspektywy czasowej określonej przez APK S.A.
II.5.3.1. Dane prognozowane opisujące warunki pracy urządzeń, instalacji i sieci podmiotów
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej APK S.A. obejmują dla kaŜdego roku w zaleŜności
od potrzeb:
a) informacje o jednostkach wytwórczych,
b) informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną,
c) inne dane w zakresie uzgodnionym przez APK S.A. i podmiot przyłączony do sieci
dystrybucyjnej APK S.A..
II.5.3.2. Informacje o jednostkach wytwórczych, o których mowa w pkt. II.5.3.1, obejmują w
zaleŜności od potrzeb:
a) rodzaje jednostek wytwórczych, lokalizację i charakter ich pracy,
b) moce i przewidywane ograniczenia w produkcji energii elektrycznej,
c) przewidywaną elastyczność pracy,
d) liczbę dni remontów planowych,
e) techniczny i księgowy czas eksploatacji,
f) sprawności wytwarzania energii elektrycznej,
g) przewidywane nakłady inwestycyjne na modernizację lub budowę nowych jednostek
wytwórczych,
h) rodzaj paliwa, jego charakterystykę i moŜliwości pozyskania,
i) skuteczności instalacji oczyszczania spalin,
j) dane o ograniczeniach zawartych w posiadanych pozwoleniach związanych z ochroną
środowiska oraz czas ich obowiązywania,
k) dla jednostek wytwórczych pompowych sprawności pompowania i wytwarzania oraz
pojemność zbiornika górnego.
II.5.3.3. Odbiorcy przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do APK S.A. następujące informacje o
zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną, o których mowa w pkt. II.5.3.1:
a) zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną,
b) krzywe obciąŜeń w wybranych dobach reprezentatywnych,
c) miesięczne bilanse mocy i energii.
II.5.3.4. Formę przekazywanych danych prognozowanych, stopień szczegółowości, termin oraz
sposób przekazania podmioty uzgadniają z APK S.A.
II.5.4.
Dane pomiarowe
II.5.4.1. Wytwórcy i odbiorcy przyłączeni do sieci SN APK S.A., dla wybranej doby letniej i doby
zimowej, przeprowadzają rejestrację stanów pracy sieci obejmującą:
a) bilanse mocy czynnej i biernej węzłów sieci,
b) napięcia w węzłach sieci,
c) rozpływy mocy czynnej i biernej.
34/111
IRiESD
II.5.4.2. APK S.A. dokonuje wyboru dni oraz godzin rejestracji stanów pracy sieci i zawiadamia o
tym wytwórców oraz odbiorców przyłączonych do sieci SN z co najmniej 14 dniowym
wyprzedzeniem.
II.5.4.3. Wytwórcy i odbiorcy przyłączeni do sieci SN dostarczają APK S.A. wyniki rejestracji
stanów pracy sieci dystrybucyjnej SN nie później niŜ po upływie 14 dni od dnia
przeprowadzenia ewidencji.
II.5.4.4. Formę przekazywanych danych pomiarowych oraz sposób przekazania podmioty uzgadniają
z APK S.A.
III.
EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI
III.1.
PRZEPISY OGÓLNE
III.1.1.
Urządzenia przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A. muszą spełniać warunki
legalizacji, uzyskiwania homologacji i/lub certyfikatów, znaku CE oraz innych wymagań
określonych odrębnymi przepisami.
Projektowanie oraz eksploatacja urządzeń, instalacji i sieci powinny zapewniać racjonalne i
oszczędne zuŜycie paliw lub energii przy zachowaniu:
a) niezawodności współdziałania z siecią,
b) bezpieczeństwa obsługi i otoczenia po spełnieniu wymagań ochrony środowiska,
c) zgodności z wymaganiami odrębnych przepisów, a w szczególności przepisów: prawa
budowlanego, o ochronie przeciwporaŜeniowej, o ochronie przeciwpoŜarowej, o dozorze
technicznym, Polskich Norm wprowadzonych do obowiązkowego stosowania.
III.1.2.
Zasady i standardy techniczne eksploatacji sieci dystrybucyjnej APK S.A. obejmują
zagadnienia związane z:
a) przyjmowaniem urządzeń, instalacji i sieci do eksploatacji,
b) prowadzeniem zabiegów eksploatacyjnych,
c) przekazaniem urządzeń, instalacji i sieci do remontu lub wycofywaniem z eksploatacji,
d) dokonywaniem uzgodnień z OSP i OSDp przy wykonywaniu prac eksploatacyjnych,
e) prowadzeniem dokumentacji technicznej i prawnej.
III.1.3.
Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci odpowiada za ich naleŜyty stan techniczny w tym za
prawidłowe ich utrzymanie oraz prowadzenie eksploatacji przy zachowaniu naleŜytej
staranności poprzez m.in. wykonywanie oględzin, przeglądów, konserwacji i remontów oraz
badań, pomiarów i prób eksploatacyjnych.
Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci moŜe na podstawie umowy powierzyć prowadzenie
eksploatacji swoich urządzeń, instalacji lub sieci innemu podmiotowi, z uwzględnieniem
zasad określonych w niniejszej IRiESD.
III.1.4.
Dopuszcza się w umowie zawartej pomiędzy właścicielem urządzeń, instalacji lub sieci oraz
APK S.A., uzgodnienie innych niŜ określone w IRiESD standardów eksploatacji urządzeń,
instalacji lub sieci.
III.1.5.
APK S.A. prowadzi eksploatację urządzeń elektroenergetycznych, zgodnie z zapisami
niniejszej IRiESD oraz w oparciu o zasady i instrukcje eksploatacji sieci, instalacji, grup
urządzeń lub poszczególnych urządzeń, w tym układów automatyki i zabezpieczeń,
pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych.
35/111
IRiESD
III.1.6.
Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A. zobowiązane są do eksploatowania
sieci, urządzeń i instalacji będących ich własnością w sposób nie zagraŜający bezpiecznej
pracy systemu dystrybucyjnego. Granicę eksploatacji sieci, urządzeń i instalacji (w tym
układy automatyki zabezpieczeniowej, telemechaniki i układy pomiarowo-rozliczeniowe), a
tym samym obowiązek utrzymywania tych elementów w naleŜytym stanie technicznym,
reguluje umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub umowa
kompleksowa.
APK S.A. moŜe zaŜądać od podmiotu, któremu świadczy usługę dystrybucji wglądu w
dokumentację eksploatacyjną potwierdzającą terminowość i zakres prowadzonych prac
eksploatacyjnych sieci, urządzeń i instalacji, których stan techniczny moŜe mieć wpływ na
pracę sieci dystrybucyjnej.
III.1.7.
Wykonywanie oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz konserwacji i remontów
urządzeń, instalacji oraz sieci dystrybucyjnych określa APK S.A. w dokumencie „Zasady
dokonywania oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz konserwacji i remontów
urządzeń, instalacji oraz sieci dystrybucyjnych”, który stanowi Załącznik nr 2 do IRiESD.
III.2.
PRZYJMOWANIE URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI DO EKSPLOATACJI
III.2.1.
Przyjęcie do eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci: nowych, przebudowanych i po remoncie
- następuje po przeprowadzeniu prób i pomiarów oraz stwierdzeniu spełnienia warunków
określonych w niniejszej instrukcji, w zawartych umowach, a takŜe warunków zawartych w
dokumentacji projektowej i fabrycznej.
Przyjmowane do eksploatacji urządzenia, instalacje i sieci w zaleŜności od potrzeb, powinny
posiadać wymaganą dokumentację prawną i techniczną.
III.2.2.
Jednostki wytwórcze, transformatory SN/SN i SN/nN, rozdzielnie SN, linie kablowe SN
oraz inne urządzenia określone przez APK S.A. przyłączane lub przyłączone do sieci SN i
nN, po dokonaniu remontu lub przebudowy, przed przyjęciem do eksploatacji są poddawane
specjalnej procedurze przy wprowadzaniu do eksploatacji np. ruchowi próbnemu.
III.2.3.
Specjalne procedury, o których mowa w pkt. III.2.2. są ustalane pomiędzy właścicielem lub
podmiotem prowadzącym eksploatację urządzeń, APK S.A. i wykonawcą prac, z
uwzględnieniem wymagań producenta urządzeń.
III.2.4.
Właściciel urządzeń, instalacji i sieci (w porozumieniu z APK S.A., jeŜeli właścicielem nie
jest APK S.A.) dokonuje odbioru urządzeń, instalacji i sieci oraz sporządza protokół
stwierdzający spełnienie przez przyjmowane do eksploatacji urządzenia, instalacje i sieci
wymagań określonych w IRiESD.
APK S.A., w przypadku, gdy nie jest właścicielem uruchamianych urządzeń, instalacji i
sieci, zastrzega sobie prawo sprawdzenia urządzeń, instalacji i sieci przyłączanych do sieci,
której jest operatorem.
III.3.
PRZEKAZANIE URZĄDZEŃ
EKSPLOATACJI
III.3.1.
Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofanie z eksploatacji następuje na podstawie
decyzji właściciela urządzeń.
III.3.2.
Datę i sposób przekazania urządzeń do remontu lub wycofania z eksploatacji naleŜy
uzgodnić z APK S.A.
DO
36/111
REMONTU
LUB
WYCOFYWANIEZ
IRiESD
III.4.
UZGADNIANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH Z APK S.A I OPERATORAMI
SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH
III.4.1.
Wszystkie prace wykonywane w sieciach dystrybucyjnych APK S.A. są prowadzone w
uzgodnieniu z APK S.A.
III.4.2.
W przypadku powierzenia prowadzenia eksploatacji urządzeń, instalacji lub sieci innemu
podmiotowi, szczegółowe zasady i terminy dokonywania uzgodnień prac eksploatacyjnych z
APK S.A. reguluje umowa.
III.4.3.
APK S.A. dokonuje niezbędnych uzgodnień planowanych prac eksploatacyjnych w zakresie,
w jakim mogą one mieć wpływ na pracę sieci, której ruch prowadzą inni operatorzy.
III.5.
DOKUMENTACJA TECHNICZNA I PRAWNA
III.5.1.
Właściciel obiektu lub urządzenia elektroenergetycznego prowadzi i na bieŜąco aktualizuje
następującą dokumentację:
a) dla obiektu elektroenergetycznego – dokumentację prawną i techniczną,
b) dla urządzeń – dokumentację techniczną.
Dopuszcza się prowadzenie oraz aktualizacje dokumentacji przez inny podmiot działający na
podstawie umowy zawartej z właścicielem. Rodzaj i zakres prowadzonej dokumentacji
określa umowa.
III.5.2.
Dokumentacja prawna obiektu elektroenergetycznego powinna zawierać w szczególności:
a) decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu – jeŜeli jest wymagana,
b) dokumenty stwierdzające stan prawno-własnościowy nieruchomości,
c) pozwolenie na budowę wraz z załącznikami,
d) pozwolenie na uŜytkowanie – jeŜeli jest wymagane.
III.5.3.
Dokumentacja techniczna w zaleŜności od potrzeb, rodzaju obiektu, urządzenia lub grupy
urządzeń obejmuje m.in.:
a) dokumentację powykonawczą,
b) protokół zakwalifikowania pomieszczeń i ich stref lub przestrzeni zewnętrznych do
kategorii niebezpieczeństwa poŜarowego i/lub zagroŜenia wybuchem,
c) dokumentację fabryczną urządzenia, w tym: świadectwa, karty gwarancyjne, fabryczne
instrukcje obsługi, opisy techniczne, rysunki konstrukcyjne, montaŜowe i zestawieniowe,
d) dokumentację związaną z ochroną środowiska naturalnego,
e) dokumentację eksploatacyjną i ruchową.
III.5.4.
Dokumentacja eksploatacyjna i ruchowa w zaleŜności od potrzeb, rodzaju obiektu,
urządzenia lub grupy urządzeń obejmuje m.in.:
a) dokumenty przyjęcia do eksploatacji,
b) instrukcję eksploatacji wraz z niezbędnymi załącznikami,
c) dokumenty dotyczące oględzin, przeglądów, konserwacji, napraw i remontów, w tym
dokumenty dotyczące rodzaju i zakresu uszkodzeń i napraw,
d) protokoły zawierające wyniki przeprowadzonych badań, prób i pomiarów,
e) wykaz niezbędnych części zamiennych,
f) dokumenty z przeprowadzonej oceny stanu technicznego,
g) dziennik operacyjny,
h) schemat elektryczny obiektu z zaznaczeniem granic własności,
i) wykaz nastawień zabezpieczeń i automatyki,
j) karty przełączeń,
37/111
IRiESD
k) ewidencję załoŜonych uziemień,
l) programy łączeniowe,
m) wykaz personelu ruchowego.
III.5.5.
Instrukcja eksploatacji obiektu, urządzenia lub grupy urządzeń jest opracowywana przez
właściciela i w zaleŜności od potrzeb oraz rodzaju obiektu, urządzenia lub grupy urządzeń
zawiera m.in.:
a) ogólną charakterystykę urządzenia,
b) niezbędne warunki eksploatacji urządzenia,
c) wymagania dotyczące kwalifikacji osób zajmujących się eksploatacją,
d) określenie czynności związanych z uruchomieniem, obsługą w czasie pracy i
wyłączeniem urządzenia w warunkach normalnej eksploatacji,
e) zakresy przeprowadzania oględzin, przeglądów oraz prób, pomiarów i badań,
f) wymagania w zakresie konserwacji i napraw,
g) zasady postępowania w razie awarii, poŜaru i w przypadku innych zakłóceń w pracy
urządzenia,
h) wykaz niezbędnego sprzętu ochronnego,
i) informacje o środkach łączności,
j) wymagania związane z ochroną środowiska naturalnego,
k) zakresy wykonywania zapisów ruchowych, w tym wskazań aparatury kontrolnopomiarowej,
l) opis zastosowanych środków ochrony przed poraŜeniem, poŜarem, wybuchem oraz
środków w zakresie bezpieczeństwa obsługi i otoczenia.
III.6.
REZERWA URZĄDZEŃ I CZĘŚCI ZAPASOWYCH
III.6.1.
APK S.A., w zakresie posiadanego majątku, zapewnia rezerwy urządzeń i części
zapasowych,
niezbędne
z
punktu
widzenia
bezpiecznej
pracy
systemu
elektroenergetycznego.
III.6.2.
W przypadku powierzenia APK S.A. prowadzenia eksploatacji przez właściciela urządzeń
zawarta umowa powinna regulować zasady utrzymywania niezbędnej rezerwy urządzeń i
części zapasowych.
III.7.
WYMIANA INFORMACJI EKSPLOATACYJNYCH
III.7.1.
Podmioty prowadzące eksploatację sieci dystrybucyjnej oraz urządzeń, instalacji i sieci
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej wymieniają wzajemnie informacje eksploatacyjne.
Odbiorcy i wytwórcy mogą uzyskać od APK S.A. informacje eksploatacyjne o sieci
dystrybucyjnej APK S.A. w zakresie związanym z bezpieczeństwem pracy ich urządzeń i
instalacji.
III.7.2.
Wymiana informacji eksploatacyjnych obejmuje w zaleŜności od potrzeb:
a) informacje niezbędne do sporządzenia schematów sieci dystrybucyjnej,
b) wyniki oględzin, przeglądów i oceny stanu technicznego,
c) wyniki badań, pomiarów i prób eksploatacyjnych,
d) parametry obiektów, urządzeń i sieci zmienione w wyniku podjęcia działań
eksploatacyjnych,
e) informacje związane z elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową,
f) imienne wykazy osób, wraz z danymi teleadresowymi, odpowiedzialnych za
podejmowanie działań eksploatacyjnych.
38/111
IRiESD
III.7.3.
Informacje eksploatacyjne, o których mowa w pkt. III.7.2., są aktualizowane i przekazywane
na bieŜąco.
III.7.4.
APK S.A. oraz podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A. stosują jednolite
nazewnictwo i numerację swoich obiektów i urządzeń.
III.7.5.
APK S.A. sporządza i aktualizuje schematy sieci dystrybucyjnej.
III.8.
OCHRONA ŚRODOWISKA NATURALNEGO
III.8.1.
APK S.A. oraz podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A. są zobowiązane do
przestrzegania zasad ochrony środowiska, określonych odrębnymi przepisami i normami.
III.8.2.
APK S.A. oraz podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A. stosują środki
techniczne i organizacyjne ograniczające wpływ pracy urządzeń elektrycznych na
środowisko naturalne.
III.8.3.
Dokumentacja projektowa obiektów i urządzeń sieci dystrybucyjnej jest uzgadniana w
zakresie wymogów ochrony środowiska z właściwymi organami administracji, jeśli
uzgodnienia takie są wymagane odrębnymi przepisami.
III.8.4.
Właściciel urządzeń zapewnia przestrzeganie zasad ochrony środowiska oraz zgodną z
przepisami wycinkę drzew i gałęzi wokół obiektów oraz urządzeń sieci dystrybucyjnej.
III.9.
OCHRONA PRZECIWPOśAROWA
III.9.1.
Właściciel urządzeń, instalacji i sieci zapewnia ich ochronę przeciwpoŜarową zgodnie z
obowiązującymi normami i przepisami.
III.9.2.
W uzasadnionych przypadkach właściciel urządzeń, instalacji i sieci zapewnia opracowanie
instrukcji przeciwpoŜarowych dla urządzeń, instalacji i sieci.
III.10.
PLANOWANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH
III.10.1. APK S.A. opracowuje roczne plany prac eksploatacyjnych dla urządzeń, instalacji i sieci
dystrybucyjnej APK S.A. obejmujące w szczególności:
a) oględziny, przeglądy oraz badania i pomiary,
b) remonty.
III.10.2. Poza pracami przewidywanymi w rocznym planie prac eksploatacyjnych APK S.A.
zapewnia realizację doraźnych prac eksploatacyjnych, mających na celu naprawę uszkodzeń
zagraŜających prawidłowemu funkcjonowaniu urządzeń, instalacji i sieci dystrybucyjnej
APK S.A. lub stwarzających zagroŜenie dla bezpieczeństwa ludzi i środowiska naturalnego.
III.10.3. Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A. uzgadniają z APK S.A. prace
eksploatacyjne w zakresie, w jakim mogą mieć one wpływ na ruch i eksploatację sieci
dystrybucyjnej.
III.10.4. Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń elementów
sieci dystrybucyjnej APK S.A. są zobowiązane do przestrzegania zasad i trybu planowania
wyłączeń w sieci dystrybucyjnej APK S.A. ustalonego w pkt. VI.6.
39/111
IRiESD
III.10.5. Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń elementów
sieci dystrybucyjnej APK S.A. przekazują do APK S.A. zgłoszenia wyłączeń elementów
sieci. Zawartość i terminy przekazywania zgłoszeń określono w pkt. VI.6.
III.11.
WARUNKI BEZPIECZNEGO WYKONYWANIA PRAC
III.11.1. APK S.A. opracowuje instrukcję organizacji bezpiecznej pracy, obowiązującą osoby
eksploatujące jego urządzenia, instalacje i sieci.
III.11.2. Pracownicy zatrudnieni przy eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci elektroenergetycznych
powinni posiadać odpowiednie kwalifikacje i spełniać określone wymagania zdrowotne oraz
być przeszkoleni do pracy na zajmowanych stanowiskach.
IV.
BEZPIECZEŃSTWO FUNKCJONOWANIA
ELEKTROENERGETYCZNEGO
SYSTEMU
IV.1.
BEZPIECZEŃSTWO
DOSTAW
ENERGII
SIECIOWA I AWARIA W SYSTEMIE
IV.1.1.
Operator systemu przesyłowego, zgodnie z IRiESP, na bieŜąco kontroluje warunki pracy
KSE. OSP moŜe stwierdzić zagroŜenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i podać
do publicznej wiadomości komunikat o wystąpieniu zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw
energii elektrycznej i podejmowanych działaniach.
IV.1.2.
Podstawowym stanem pracy KSE wymagającym działań interwencyjnych słuŜb
dyspozytorskich i słuŜb ruchowych jest zagroŜenie bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej, w tym:
a) awaria w systemie,
b) awaria sieciowa.
ELEKTRYCZNEJ,
AWARIA
ZagroŜenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej moŜe powstać w szczególności w
następstwie:
• działań wynikających z wprowadzenia stanu nadzwyczajnego,
• katastrofy naturalnej albo bezpośredniego zagroŜenia wystąpienia awarii technicznej,
• wprowadzenia embarga, blokady, ograniczenia lub braku dostaw paliw lub energii
elektrycznej z innego kraju na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, lub zakłóceń w
funkcjonowaniu systemów elektroenergetycznych połączonych z krajowym systemem
elektroenergetycznym,
• strajku lub niepokojów społecznych,
• obniŜenia dostępnych rezerw zdolności wytwórczych poniŜej niezbędnych wielkości
lub braku moŜliwości ich wykorzystania, w tym stanu zapasów paliw w elektrowniach
krajowych poniŜej wymaganego poziomu określonego w odrębnych przepisach.
IV.1.3.
IV.1.4.
W przypadku ogłoszenia zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, OSP moŜe
stosować procedury awaryjne bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami
systemowymi, nazywane równieŜ procedurami awaryjnymi. Procedury awaryjne stosowane
na Rynku Bilansującym określa IRiESP.
Operator systemu przesyłowego moŜe stosować procedury awaryjne Rynku Bilansującego, o
których mowa w pkt. IV.1.3. w przypadkach awarii sieciowych i awarii w systemie nie
40/111
IRiESD
powodujących powstania zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Wówczas
procedury te dotyczą podmiotów objętych skutkami awarii.
IV.1.5.
W przypadku stwierdzenia przez OSP zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej, JWCD i JWCK przyłączone do sieci dystrybucyjnej stosują się do
bezpośrednich poleceń operatora systemu przesyłowego. Pozostali wytwórcy oraz odbiorcy
przyłączeni do sieci dystrybucyjnej stosują się do poleceń właściwego OSD. W przypadkach
awarii sieciowych i awarii w systemie nie powodujących wystąpienia zagroŜenia
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, bezpośrednie polecenia właściwych operatorów
realizują podmioty bezpośrednio zaangaŜowane w proces usunięcia skutków awarii.
IV.1.6.
OSD wraz z OSP podejmują, zgodnie z IRiESP, niezwłoczne działania zmierzające do
likwidacji zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, awarii sieciowej lub
awarii w systemie.
IV.1.7.
OSD w uzgodnieniu z OSP opracowuje i na bieŜąco aktualizuje procedury dyspozytorskie na
okres odbudowy zasilania systemu dystrybucyjnego, którego pracą kieruje.
IV.1.8.
Procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu dystrybucyjnego obejmują
w szczególności:
a) podział kompetencji słuŜb dyspozytorskich,
b) awaryjne układy pracy sieci,
c) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach odbudowy
zasilania,
d) dane techniczne niezbędne do odbudowy zasilania, tryb i zasady wymiany informacji i
poleceń dyspozytorskich.
IV.1.9.
JeŜeli awaria sieciowa, awaria w systemie oraz zagroŜenie bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej lub teŜ przewidziana procedura likwidacji awarii lub zagroŜenia bezpieczeństwa
dostaw energii elektrycznej stanowi zagroŜenie dla uŜytkowników systemu nie objętych
awarią lub stanem zagroŜenia, OSD udziela tym uŜytkownikom niezbędnych informacji o
zagroŜeniu i sposobach przeciwdziałania rozszerzaniu się awarii lub stanu zagroŜenia.
IV.1.10. W procesie likwidacji awarii sieciowej, awarii w systemie i zagroŜenia bezpieczeństwa
dostaw energii elektrycznej dopuszcza się wprowadzenie ograniczeń w dostarczaniu i
poborze energii elektrycznej realizowanych jako wyłączenia w trybie awaryjnym zgodnie z
pkt. IV.3.4.
IV.2.
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
IV.2.1.
APK S.A. prowadzi ruch sieci dystrybucyjnej w sposób zapewniający bezpieczeństwo
realizacji dostaw energii elektrycznej siecią dystrybucyjną.
IV.2.2.
APK S.A. dotrzymuje standardowych parametrów jakościowych energii elektrycznej i
standardów jakościowych obsługi odbiorców.
IV.3.
WPROWADZANIE PRZERW ORAZ OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU I
POBORZE ENERGII ELEKTRYCZNEJ
IV.3.1.
Postanowienia ogólne
IV.3.1.1. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą być wprowadzone przez
OSP, na czas oznaczony, w przypadku wystąpienia zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw
energii elektrycznej lub w przypadku wprowadzenia przez Radę Ministrów w drodze
41/111
IRiESD
rozporządzenia, na podstawie art. 11 ust. 7 ustawy Prawo energetyczne, ograniczeń w
dostarczaniu i poborze energii elektrycznej.
IV.3.1.2. W przypadku wystąpienia zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w tym w
przypadku wystąpienia awarii sieciowej lub awarii w systemie, OSP i OSD podejmuje we
współpracy z uŜytkownikami systemu wszelkie moŜliwe działania przy wykorzystaniu
dostępnych środków mających na celu usunięcie zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej i zapobieŜenia jego negatywnym skutkom.
OSD przyłączony bezpośrednio do sieci przesyłowej (OSDp) OSP lub OSD w szczególności
podejmuje następujące działania:
a) OSDp wydaje polecenia uruchomienia, odstawienia, zmiany obciąŜenia lub odłączenia od
sieci nJWCD,
b) OSD wydaje polecenia zmniejszenia ilości pobieranej energii elektrycznej przez
odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na obszarze jego działania
lub przerywa zasilanie niezbędnej liczby odbiorców końcowych przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej na tym obszarze.
IV.3.1.3. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się wg
następujących trybów:
a) tryb normalny, określony w pkt. IV.3.2.,
b) tryb normalny na polecenie OSP, określony w pkt. IV.3.3.,
c) tryb awaryjny, określony w pkt. IV.3.4.,
d) tryb automatyczny, określony w pkt. IV.3.5.,
e) tryb ograniczenia poziomu napięć, określony w pkt. IV.3.6.
IV.3.1.4. OSD nie ponosi odpowiedzialności za skutki ograniczeń w dostawach energii elektrycznej
wprowadzonych wg rozporządzenia wydanego na podstawie delegacji zawartej w ustawie
Prawo energetyczne, wg trybu opisanego w pkt. IV.3.2., jak i w wyniku ochrony systemu
realizowanego przez OSP, wg trybów opisanych w pkt. IV.3.3., IV.3.4. i IV.3.5.
IV.3.2.
Tryb normalny
IV.3.2.1. Ograniczenia w trybie normalnym wprowadza Rada Ministrów, w drodze rozporządzenia,
wydanego na podstawie ustawy Prawo energetyczne, na wniosek ministra właściwego do
spraw gospodarki. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadzane
są na czas oznaczony, na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub jego części, w przypadku
wystąpienia zagroŜenia:
a. bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej polegającego na
długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo-energetycznym,
b) bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
c) bezpieczeństwa osób,
d) wystąpienia znacznych strat materialnych.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą być wprowadzane po
wyczerpaniu, przez operatorów we współpracy z zainteresowanymi podmiotami, wszelkich
dostępnych środków, słuŜących do zapewnienia prawidłowego funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego, przy dołoŜeniu naleŜytej staranności.
IV.3.2.2. Wniosek, o którym mowa w pkt. IV.3.2.1., sporządza minister właściwy dla spraw
gospodarki z własnej inicjatywy lub na podstawie zgłoszenia OSP.
IV.3.2.3. OSP we współpracy z OSDp opracowuje plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i
poborze energii elektrycznej na wypadek wystąpienia okoliczności powołanych w pkt.
IV.3.2.1. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej nie mogą powodować
zagroŜenia bezpieczeństwa osób oraz uszkodzenia lub zniszczenia obiektów
technologicznych, a takŜe zakłóceń w funkcjonowaniu obiektów przeznaczonych do
wykonywania zadań w zakresie bezpieczeństwa lub obronności państwa, opieki zdrowotnej,
42/111
IRiESD
telekomunikacji, edukacji, wydobywania paliw kopalnych ze złóŜ, ich przeróbki i
dostarczania do odbiorców, wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej oraz ciepła do
odbiorców oraz ochrony środowiska.
IV.3.2.4. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadzane w trybie
normalnym mogą dotyczyć odbiorców o mocy umownej wyŜszej niŜ 300 kW.
IV.3.2.5. Przyporządkowane odbiorcom, wymienionym w pkt. IV.3.2.4., wielkości dopuszczalnego
maksymalnego ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej uwzględnia się w
umowach zawartych z tymi odbiorcami.
IV.3.2.6. Plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, o których
mowa w pkt. IV.3.2.3. obowiązują dla okresu od dnia 1 września danego roku do dnia 31
sierpnia roku następnego i wymagają:
a. uzgodnienia z Prezesem URE w przypadku planów opracowywanych przez OSP,
b) uzgodnienia z OSP w przypadku planów opracowywanych przez OSDp,
c) uzgodnienia z OSDp, w przypadku planów opracowywanych przez OSDn,
d) corocznej aktualizacji w terminie do dnia 31 sierpnia.
IV.3.2.7. Procedura przygotowania planu ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej
obejmuje:
a. przygotowanie przez operatora systemu dystrybucyjnego wstępnego planu ograniczeń w
dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
b) uzgodnienie planu ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej z operatorem
systemu przesyłowego,
c) powiadomienie odbiorców, w sposób przyjęty zwyczajowo przez operatora systemu
dystrybucyjnego, o uzgodnionym planie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej, w terminie do 4 tygodni od przekazania do OSDp przez OSP uzgodnionego
pomiędzy Prezesem URE, a operatorem systemu przesyłowego planu ograniczeń w
dostarczaniu i poborze energii elektrycznej.
W przypadku zmiany wielkości ograniczeń w poborze mocy i minimalnego dobowego
poboru energii elektrycznej, odbiorcy przyłączeni do sieci APK S.A. są zobowiązani do
powiadomienia o tym w formie pisemnej w terminie 4 dni od zaistniałej zmiany, które APK
S.A przekazuje w formie pisemnej w terminie 7 dni od zaistniałej zmiany OSDp.
IV.3.2.8. Wielkości planowanych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, ujęte w
planach wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, poprzez
ograniczenie poboru mocy, określa się w stopniach zasilania od 11 do 20, przy czym:
a) 11 stopień zasilania określa, Ŝe odbiorca moŜe pobierać moc do wysokości mocy
umownej,
b) stopnie zasilania od 12 do 19 powinny zapewniać równomierne obniŜanie mocy
pobieranej przez odbiorcę,
c) 20 stopień zasilania określa, iŜ odbiorca moŜe pobierać moc do wysokości ustalonego
minimum, niepowodującego,
• zagroŜenia bezpieczeństwa osób oraz uszkodzenia lub zniszczenia obiektów
technologicznych,
• zakłóceń w funkcjonowaniu obiektów przeznaczonych do wykonywania zadań w
zakresie: bezpieczeństwa lub obronności państwa określonych w przepisach
odrębnych, opieki zdrowotnej, telekomunikacji, edukacji, wydobywania paliw
kopalnych ze złóŜ, ich przeróbki i dostarczania do odbiorców, wytwarzania i
dostarczania energii elektrycznej oraz ciepła do odbiorców, ochrony środowiska.
43/111
IRiESD
IV.3.2.9. W trybie normalnym ograniczenia w poborze energii elektrycznej są realizowane przez
odbiorców, stosownie do komunikatów operatora systemu przesyłowego o obowiązujących
stopniach zasilania.
Komunikaty o stopniach zasilania wprowadzonych jako obowiązujące w najbliŜszych 12
godzinach i przewidywanych na następne 12 godzin, są ogłaszane w radiowych
komunikatach energetycznych w I Programie Polskiego Radia o godz. 7:55 i 19:55 i
obowiązują w czasie określonym w tych komunikatach.
W przypadku zróŜnicowania wprowadzonych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej w stosunku do stopni zasilania ogłoszonych w komunikatach, OSDp
powiadamia APK S.A., a następnie APK S.A. powiadamia odbiorców ujętych w planach
ograniczeń indywidualnie w formie pisemnej lub w sposób określony w umowach lub za
pomocą innego środka komunikowania się z odbiorcom.
IV.3.2.10. Odbiorcy objęci planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej realizują
polecenia dyspozytorskie dotyczące ograniczeń.
IV.3.2.11. Odbiorcy objęci planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej rejestrują
w czasie trwania ograniczeń:
a. polecone stopnie zasilania,
b) wielkości poboru mocy w poszczególnych stopniach zasilania.
IV.3.3.
Tryb normalny na polecenie OSP
IV.3.3.1. W przypadku zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej OSP moŜe
wprowadzić ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na terytorium
Rzeczypospolitej Polskiej lub jego części do czasu wejścia w Ŝycie przepisów, o których
mowa w pkt. IV.3.2.1., lecz nie dłuŜej niŜ na okres 72 godzin.
IV.3.3.2. Plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej oraz
procedury związane z wprowadzaniem ograniczeń opracowane dla trybu normalnego i
opisane w pkt. IV.3.2. mają zastosowanie w trybie normalnym na polecenie OSP.
IV.3.3.3. W przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w
trybie normalnym na polecenie OSP, OSP przekazuje stosowne komunikaty o
ograniczeniach, w sposób analogiczny jak dla informacji określonych w pkt. IV.3.2.9.
Wydanie stosownych komunikatów za pośrednictwem środków masowego przekazu zgodnie
z zasadami określonymi w rozporządzeniu, o którym mowa w art. 11 ust. 6 ustawy Prawo
energetyczne, następuje w moŜliwie najkrótszym terminie.
IV.3.4.
Tryb awaryjny
IV.3.4.1. OSP moŜe dokonać wyłączeń odbiorców w trybie awaryjnym w przypadku zagroŜenia
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej lub wystąpienia zagroŜenia bezpieczeństwa
osób, jednak nie dłuŜej niŜ na okres 72 godzin.
IV.3.4.2. Wyłączenia odbiorców według trybu awaryjnego, realizuje się na polecenie OSP jako
wyłączenia awaryjne. W przypadku dokonania przez OSDn, wyłączeń odbiorców, w
szczególności w związku z zagroŜeniem bezpieczeństwa osób, OSDn jest zobowiązany
powiadomić OSDp, a OSDp jest zobowiązany niezwłocznie powiadomić o tym fakcie
słuŜby dyspozytorskie OSP - ODM.
IV.3.4.3. Wyłączenia awaryjne odbiorców powinny być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie dłuŜej
niŜ w czasie do 60 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego. Zmniejszenie poboru
mocy czynnej o 20 % (wprowadzenie ograniczeń w stopniach Al i A2), powinno być
zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie dłuŜej niŜ w ciągu 15 minut od wydania polecenia
44/111
IRiESD
dyspozytorskiego. Ograniczenia w stopniu A3 powinny być zrealizowane bez zbędnej
zwłoki, nie dłuŜej niŜ w ciągu 30 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego.
Ograniczenia w stopniu A4 powinny być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie dłuŜej niŜ
w ciągu 45 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego.
Ograniczenia w stopniu A5 powinny być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie dłuŜej niŜ
w ciągu 60 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego.
Wyłączenia awaryjne odbiorców nie mogą powodować zagroŜenia bezpieczeństwa osób
oraz zakłóceń w funkcjonowaniu obiektów wymienionych w pkt. IV.3.2.8. c).
IV.3.4.4. Wyłączenia awaryjne odbiorców powinny być zrealizowane poprzez linii i stacji średnich
napięć, zmniejszenie ilości pobieranej energii elektrycznej przez odbiorców końcowych
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, na obszarze wskazanym przez słuŜby
dyspozytorskie wydające decyzję o wprowadzeniu wyłączeń awaryjnych.
IV.3.4.5. OSP w porozumieniu z OSDp ustala corocznie dla kaŜdego miesiąca, dla prognozowanego
zapotrzebowania na moc w dobowych szczytach tego zapotrzebowania dla typowych
warunków pogodowych, wartości obniŜenia poboru mocy czynnej w poszczególnych
stopniach wyłączeń awaryjnych.
IV.3.4.6. Opracowuje się optymalne plany wyłączeń awaryjnych, dla których przyjmuje się
pięciostopniową skalę wyłączeń: od Al do A5. Stopnie A1-A5 powinny zapewniać
równomierny spadek poboru mocy czynnej (kaŜdy około 10 %).
Wyłączenie awaryjne w stopniu A5 powinno zapewnić zmniejszenie poboru mocy czynnej
o 50 % prognozowanego zapotrzebowania na moc w dobowych szczytach tego
zapotrzebowania dla typowych warunków pogodowych.
IV.3.4.7. NiezaleŜnie od planów opracowywanych zgodnie z pkt. IV.3.4.6., OSP moŜe polecić
wprowadzenie ograniczeń awaryjnych poprzez wskazanie:
a) wartości mocy czynnej do wyłączenia przez OSDp, lub
b) obszaru sieci dystrybucyjnej, na którym naleŜy wprowadzić ograniczenia.
IV.3.4.8. Załączenia odbiorców wyłączonych w trybie awaryjnym odbywają się wyłącznie za zgodą
OSP i OSDp.
IV.3.5.
Tryb ograniczenia poziomu napięć
IV.3.5.1. W przypadku zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, OSP moŜe dokonać
ograniczenia poziomu napięcia po stronie SN, jednak nie dłuŜej niŜ na okres 72 godzin.
IV.3.5.2. Ograniczenie poziomu napięć na danym obszarze powinno być zrealizowane na polecenie
OSP przez OSDp poprzez:
a) zablokowanie automatycznej regulacji napięć transformatorów 110 kV/SN i
utrzymywaniu poleconej bądź aktualnej pozycji przełącznika zaczepów
transformatora 110 kV/SN, lub
b) obniŜenie o 5 % zadanego napięcia SN układów automatycznej regulacji napięcia
transformatorów 110 kV/SN.
IV.3.5.3. Ograniczenie poziomu napięć powinno być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, w czasie nie
dłuŜej niŜ do 60 minut od wydania polecenia; zalecany czas wprowadzenia nie powinien
przekraczać 30 min.
IV.3.5.4. OSDp OSDn i odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci dystrybucyjnej po wprowadzeniu
trybu ograniczenia poziomu napięcia rejestrują w czasie trwania ograniczeń:
a) poziom napięcia,
b) pozycje przełączników zaczepów transformatorów 110 kV/SN,
c) tryb pracy automatycznej regulacji napięć transformatorów 110 kV/SN.
45/111
IRiESD
V.
WSPÓŁPRACA ARCTIC PAPER KOSTRZYN S.A. Z
INNYMI
OPERATORAMI
I
PRZEKAZYWANIE
INFORMACJI
POMIĘDZY
OPERATORAMI
ORAZ
OPERATORAMI A UśYTKOWNIKAMI SYSTEMU
V.1.
APK S.A. współpracuje z następującymi operatorami:
a) operatorami systemów dystrybucyjnych,
b) wytwórcami,
c) odbiorcami,
V.2.
APK S.A. jest operator systemu dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada
bezpośrednich połączeń z siecią przesyłową (OSDn), realizuje określone w ustawie Prawo
energetyczne, IRiESP oraz IRiESD obowiązki w zakresie współpracy z operatorem systemu
przesyłowego lub systemu połączonego za pośrednictwem operatora systemu
dystrybucyjnego, z którego siecią jest połączony, który jednocześnie posiada bezpośrednie
połączenie z siecią przesyłową.
V.3.
Zasady i zakres współpracy APK S.A. z operatorem systemu dystrybucyjnego, którego sieć
dystrybucyjna posiada bezpośrednich połączeń z siecią przesyłową (OSDp), są określone w
IRiESD i IRiESP oraz instrukcjach współpracy ruchowej i w stosownych umowach
zawartych pomiędzy stronami.
V.4.
Szczegółowe zasady współpracy pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych, oraz
pomiędzy operatorami a uŜytkownikami systemu są określone w rozdziałach II, III, IV i VI
IRiESD.
V.5,
APK S.A. jest zobowiązani do podpisania stosownej umowy z operatorem systemu
przesyłowego oraz z właściwymi operatorami systemu dystrybucyjnego, wytwórcami i
odbiorcami.
VI.
PROWADZENIE
APK S.A.
VI.1.
OBOWIĄZKI APK S.A.
VI.1.1.
W zakresie prowadzenia ruchu APK S.A. na obszarze kierowanej sieci dystrybucyjnej
APKS.A.:
a) planuje pracę sieci dystrybucyjnej APK S.A., w tym opracowuje: układy normalne pracy
sieci, plany wyłączeń oraz planuje i kieruje operacjami łączeniowymi,
b) planuje i kieruje pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
APK S.A., w tym planuje techniczne moŜliwości pokrycia zapotrzebowania w ramach
sporządzania koordynacyjnych planów produkcji energii elektrycznej,
c) monitoruje pracę sieci dystrybucyjnej oraz zapobiega wystąpieniu zagroŜeniom dostaw
energii elektrycznej,
d) prowadzi działania sterownicze, o których mowa w pkt. VI.2.,
e) opracowuje bilanse mocy i energii elektrycznej uwzględniając zawarte umowy sprzedaŜy
energii elektrycznej, umowy o świadczenie usług dystrybucji,
RUCHU
46/111
SIECI
DYSTRYBUCYJNEJ
IRiESD
f) zapewnia utrzymanie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy i regulacyjnych
usług systemowych, w celu dotrzymania standardowych parametrów jakościowych
energii elektrycznej, w zakresie wynikającym z umowy zawartej z operatorem
bilansującym,
g) wprowadza ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie
awaryjnym,
h) likwiduje występujące w sieci dystrybucyjnej APK S.A. awarie sieciowe i stany
zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
i) zbiera i przekazuje do operatora bilansującego dane oraz informacje niezbędne dla
prowadzenia ruchu sieciowego.
VI.1.2.
Planowanie pracy sieci dystrybucyjnej APK S.A. odbywa się w okresach dobowych,
tygodniowych, miesięcznych, rocznych.
VI.1.3.
Działania APK S.A. w zakresie bilansowania i regulacji w obszarze sieci dystrybucyjnej
APK S.A., są ustalane w drodze umów.
VI.1.4.
APK S.A. na obszarze sieci dystrybucyjnej, za której ruch odpowiada, koordynuje
nastawienia zabezpieczeń i automatyk sieciowych oraz uziemienia punktów neutralnych
transformatorów, przy czym dla zapewnienia bezpiecznej pracy sieci dystrybucyjnej
dokonuje niezbędnych uzgodnień z OSDp.
VI.2.
STRUKTURA I PODZIAŁ KOMPETENCJI SŁUśB
OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO
VI.2.1.
Dla realizacji zadań wymienionych w pkt. VI.1., APK S.A. organizuje słuŜby dyspozytorskie
i ustala zakres oraz tryb współdziałania tych słuŜb.
VI.2.2.
Struktura zaleŜności słuŜb organizowanych przez APK S.A. i inne podmioty przyłączone do
sieci dystrybucyjnej APK S.A. ma charakter hierarchiczny, słuŜby niŜszego szczebla są
podporządkowane ruchowo słuŜbom wyŜszego szczebla.
VI.2.3.
Koordynującym prace słuŜb, o których mowa w pkt. VI.2.2. jest Dyspozytor EC.
VI.2.4.
APK S.A. działa za pośrednictwem własnego personelu dyŜurnego.
DYSPOZYTORSKICH
VI.2.5. APK S.A. przy pomocy słuŜb, na obszarze sieci dystrybucyjnej, za której ruch odpowiada,
operatywnie kieruje:
a) układami pracy sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
b) pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej,
c) urządzeniami sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
d) liniami wymiany z siecią dystrybucyjną, za której ruch odpowiadają OSDp, na
podstawie zawartych umów,
e) czynnościami łączeniowymi wg podziału kompetencji.
VI.2.6.
SłuŜby, o których mowa w pkt. VI.2.5., sprawują operatywne kierownictwo nad
urządzeniami systemu dystrybucyjnego, polegające w szczególności na:
a) monitorowaniu pracy urządzeń,
b) dokonywaniu operacji ruchowych, bądź wydawaniu poleceń dokonywania operacji
ruchowych, a dla elementów sieci innych podmiotów na podstawie zawartych umów,
c) rejestrowaniu stanów pracy urządzeń,
d) prowadzeniu analiz z pracy urządzeń systemu dystrybucyjnego.
47/111
IRiESD
VI.2.7.
SłuŜby APK S.A. na obszarze sieci dystrybucyjnej, za której ruch odpowiada, sprawują
operatywny nadzór nad:
a) układami pracy i urządzeniami sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
b) czynnościami łączeniowymi i regulacyjnymi wykonywanymi przez podległe mu słuŜby
lub personel dyŜurny wg podziału kompetencji,
c) źródłami energii elektrycznej czynnej i biernej operatywnie kierowanymi przez podległe
mu słuŜby.
VI.2.8.
SłuŜby, o których mowa w pkt. VI.2.7. sprawują operatywny nadzór nad określonymi
urządzeniami systemu dystrybucyjnego APK S.A., polegający w szczególności na:
a) bieŜącym uzyskiwaniu informacji o stanie pracy urządzeń,
b) przejmowaniu w uzasadnionych przypadkach operatywnego kierownictwa nad
urządzeniami,
c) wydawaniu zgody na wykonanie czynności ruchowych.
VI.2.9.
Wszystkie rozmowy telefoniczne prowadzone przez słuŜby dyspozytorskie APK S.A. w
ramach wykonywania funkcji określonych w pkt. VI.2.5. do VI.2.8. są rejestrowane na
nośniku magnetycznym lub cyfrowym. APK S.A. ustala okres ich przechowywania.
VI.2.10. Zasady współpracy własnych słuŜb ze słuŜbami dyspozytorskimi innych operatorów
systemów dystrybucyjnych zawarte są w umowach i/lub w instrukcjach współpracy.
VI.2.11. Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A. o napięciu znamionowym
wyŜszym niŜ 1 kV zaliczone do IV i VI grupy przyłączeniowej oraz wytwórcy niezaleŜnie
od poziomu napięcia sieci, a takŜe w uzasadnionych przypadkach inne podmioty wskazane
przez APK S.A. opracowują instrukcje współpracy, które powinny uwzględniać wymagania
określone w niniejszej IRiESD.
VI.2.12. Przedmiotem instrukcji współpracy, o których mowa w pkt. VI.2.10. oraz VI.2.11. jest w
zaleŜności od potrzeb:
a) podział kompetencji i odpowiedzialności w zakresie czynności łączeniowych
i regulacyjnych,
b) organizacja przerw i ograniczeń w dostawach energii elektrycznej,
c) określenie zasad i warunków związanych z wzajemnym wykorzystaniem
d) elementów sieci dystrybucyjnej,
e) szczegółowe ustalenia sposobów realizacji poszczególnych zadań wymienionych
w pkt. VI.1.,
f) określenie zasad wzajemnego wykorzystywania słuŜb dyspozytorskich,
g) koordynacja pracy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i sieciowej,
h) wykazy osób upowaŜnionych do prowadzenia uzgodnień,
i) zakres i tryb obiegu informacji,
j) określenie zasad i odpowiedzialności związanej z usuwaniem zakłóceń i awarii oraz
koordynacja prac eksploatacyjnych.
VI.2.13 UŜytkownicy systemu zobowiązani są do wykonywania łączeń ruchowych oraz prowadzenia
rozmów ruchowych ze słuŜbami dyspozytorskimi APK S.A., zgodnie z instrukcjami
współpracy oraz IRiESD.
VI.3.
PLANOWANIE PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ
VI.3.1.
APK S.A. sporządza i udostępnia plany pracy jednostek wytwórczych oraz utrzymywania
wielkości mocy źródeł pozostających w gotowości do wytwarzania energii elektrycznej, w
tym plan sporządzany na okres roku.
48/111
IRiESD
VI.3.2.
APK S.A. w uzgodnieniu z operatorem bilansującym sporządza i udostępnia dobowe plany
pracy jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej APK S.A.
VI.3.3.
UŜytkownicy systemu przyłączeni do sieci dystrybucyjnej APK S.A. uczestniczący w Rynku
Bilansującym podlegają procesowi planowania technicznych moŜliwości pokrycia
zapotrzebowania na moc i energię elektryczną, w tym sporządzania dobowych planów pracy
jednostek wytwórczych.
VI.3.4.
APK S.A. sporządza i udostępnia plany wg harmonogramów zgodnie z zawartymi
umowami.
VI.3.5.
APK S.A. zatwierdza harmonogramy remontów jednostek wytwórczych przyłączonych do
sieci dystrybucyjnej APK S.A.
VI.3.6.
APK S.A. przesyła do wytwórców zatwierdzone harmonogramy remontów w terminach:
a) plan roczny - do 30 listopada kaŜdego roku na następne 3 lata kalendarzowe,
b) kaŜdorazowo przy zmianie harmonogramu remontów w roku bieŜącym.
VI.3.10. APK S.A., na podstawie wykonanych analiz technicznych, określa ograniczenia sieciowe
oraz ich zakres dla pracy jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
APK S.A.
VI.4.
PROGNOZOWANIE
ELEKTRYCZNĄ
ZAPOTRZEBOWANIA
NA
MOC
I
ENERGIĘ
VI.4.1.
APK S.A. sporządza prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w sieci
dystrybucyjnej APK S.A.
VI.4.2.
APK S.A. przesyła prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną do operatora
bilansującego, z którym ma zawartą Umowę.
VI.5.
UKŁADY NORMALNE PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
VI.5.1.
Ruch elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej APK S.A. o napięciu znamionowym
wyŜszym niŜ 1 kV jest prowadzony na podstawie układu normalnego pracy sieci.
VI.5.2. APK S.A. określa przypadki, dla których występuje konieczność opracowania układów
normalnych pracy sieci o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 1 kV.
VI.5.3. Układ normalny pracy sieci elektroenergetycznej, w zaleŜności od potrzeb obejmuje:
a) układy połączeń sieci dla ruchu w warunkach normalnych i w wybranych stanach
szczególnych,
b) wymagane poziomy napięcia,
c) wartości mocy zwarciowych,
d) rozpływy mocy czynnej i biernej w charakterystycznych stanach pracy sieci,
e) dopuszczalne obciąŜenia,
f) wykaz i warunki uruchomienia urządzeń rezerwowych i źródeł mocy biernej,
g) nastawienia zabezpieczeń oraz automatyki łączeniowej i regulacyjnej,
h) ograniczenia poboru mocy elektrycznej,
i) wykaz jednostek wytwórczych.
VI.5.4.
Układ normalny pracy elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej APK S.A. o napięciu 6 kV
jest aktualizowany nie rzadziej niŜ co 5 lat.
49/111
IRiESD
VI.6.
PLANY WYŁĄCZEŃ ELEMENTÓW SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
VI.6.1.
APK S.A. opracowuje roczny, miesięczny, tygodniowy i dobowy plan wyłączeń elementów
VI.6.3.
UŜytkownicy systemu zgłaszają APK S.A. propozycję wyłączenia elementu sieci
dystrybucyjnej co najmniej na 14 dni przed planowaną datą wyłączenia.
VI.6.5.
UŜytkownicy systemu zgłaszający do APK S.A. propozycję wyłączenia elementu sieci
dystrybucyjnej określają:
a) nazwę elementu,
b) proponowany termin wyłączenia,
c) operatywną gotowość – rozumianą jako czas potrzebny uŜytkownikowi systemu na
przygotowanie urządzeń do podania napięcia po wydaniu polecenia ruchowego na
przerwanie/zakończenie prowadzonych prac,
d) typ wyłączenia (np.: trwałe, codzienne),
e) opis wykonywanych prac,
f) w zaleŜności od potrzeb harmonogram prac i program łączeniowy.
VI.6.6.
UŜytkownicy systemu zgłaszający do APK S.A. wyłączenie elementu sieci dystrybucyjnej o
czasie trwania powyŜej 1 tygodnia, przedstawiają celem uzgodnienia harmonogram
wykonywanych prac. APK S.A. ma prawo zaŜądać od uŜytkownika systemu zgłaszającego
wyłączenie szczegółowego harmonogramu prac równieŜ w przypadku wyłączeń krótszych.
Harmonogramy te dostarczane są do APK S.A. w terminie co najmniej 10 dni elementów
sieci dystrybucyjnej APK S.A. przed planowanym wyłączeniem.
APK S.A. i uŜytkownicy systemu współdziałają ze sobą w celu dotrzymywania terminów
planowanych wyłączeń elementów sieci oraz minimalizacji czasu trwania wyłączeń.
VI.6.7.
APK S.A. podejmuje decyzję zatwierdzającą lub odrzucającą propozycję wyłączenia
elementu sieci dystrybucyjnej APK S.A. w terminie do 5 dni od daty dostarczenia propozycji
wyłączenia.
VI.6.8.
Przyjmuje się ogólną zasadę, Ŝe terminy wyłączeń zatwierdzone w planach o dłuŜszym
horyzoncie czasowym mają priorytet w stosunku do propozycji wyłączeń zgłaszanych do
planów o krótszym horyzoncie czasowym.
VI.6.9.
Wszystkie rozmowy telefoniczne prowadzone przez słuŜby dyspozytorskie, w ramach
wykonywania funkcji planowania wyłączeń elementów systemu dystrybucyjnego APK S.A.,
powinny być rejestrowane na nośniku magnetycznym lub cyfrowym.
APK S.A. ustala okres ich przechowywania.
VI.7.
PROGRAMY ŁĄCZENIOWE
VI.7.1.
SłuŜby dyspozytorskie APK S.A., określają przypadki, w których naleŜy sporządzać
programy łączeniowe.
VI.7.2.
Za opracowanie programu łączeniowego odpowiedzialny jest właściciel danego elementu
sieci.
VI.7.3.
Programy łączeniowe zawierają, co najmniej:
a. charakterystykę załączanego elementu sieci,
b) opis stanu łączników przed realizacją programu,
50/111
IRiESD
c) szczegółowy opis operacji łączeniowych z zachowaniem kolejności wykonywanych
czynności,
d) opisy stanów pracy i nastawień zabezpieczeń i automatyk w poszczególnych fazach
programu,
e) schematy ułatwiające ocenę stanu pracy sieci w poszczególnych fazach programu,
f) czas rozpoczęcia i czas przewidywanego zakończenia realizacji programu
g) osoby odpowiedzialne za realizację programu łączeniowego.
VI.7.4.
Propozycje programów łączeniowych dostarczane są do APK S.A. w terminie, co najmniej
10 dni elementów sieci dystrybucyjnej APK S.A. przed planowanym terminem realizacji
programów łączeniowych.
VI.7.5.
APK S.A. moŜe przedstawić uwagi do przekazanych propozycji programów łączeniowych
nie później niŜ 2 dni przed planowanym terminem realizacji programów łączeniowych.
VI.7.6.
APK S.A. zatwierdza programy łączeniowe nie później niŜ do godz. 15.00 dnia
poprzedzającego rozpoczęcie programu. W przypadku przekazania przez APK S.A. uwag do
propozycji programu, zgodnie z pkt. VI.7.5., warunkiem zatwierdzenia programu jest
uwzględnienie w nim wszystkich zgłoszonych przez APK S.A. uwag.
VI.8.
ZASADY
DYSPONOWANIA
MOCĄ
JEDNOSTEK
PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
VI.8.1.
Wytwórcy posiadający przyłączone do sieci dystrybucyjnej, uzgadniają z APK S.A. plany
maksymalnych i minimalnych mocy dyspozycyjnych oraz harmonogramy remontów
planowych.
VI.8.2.
APK S.A. moŜe polecić pracę jednostek wytwórczych z przeciąŜeniem lub zaniŜeniem mocy
wytwarzanej poniŜej dopuszczalnego minimum, jeśli przewidują to dwustronne umowy lub
w przypadku zagroŜenia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego.
VI.8.3.
Wytwórcy w zakresie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej są
zobowiązani do niezwłocznego przekazywania APK S.A. informacji o zmianie mocy
dyspozycyjnej.
VI.8.4.
Bezpośrednio przed synchronizacją lub odstawieniem jednostki wytwórczej, wytwórca jest
zobowiązany uzyskać zgodę APK S.A..
VI.9.
DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ PODMIOTY DO OSD
VI.9.4.
Wytwórcy i odbiorcy posiadający źródła energii elektrycznej, przekazują w formie ustalonej
przez APK S.A. następujące informacje:
a) proponowany harmonogram remontów kapitalnych i średnich, bilans mocy
uwzględniający ubytki mocy z rozbiciem na poszczególne miesiące od stycznia do
grudnia danego roku, zestawienie zmian mocy zainstalowanej i osiągalnej z
uwzględnieniem numeru urządzenia, wielkości zmiany, daty i przyczyny zmiany (jeśli
takie zmiany mają miejsce), planowaną produkcję energii elektrycznej brutto w [MWh]
oraz netto w [MWh], jaką planuje się wprowadzić do sieci dystrybucyjnej w rozbiciu na
poszczególne miesiące roku do dnia 5 września kaŜdego roku na następne trzy lata
kalendarzowe oraz do dnia 15 stycznia, 15 kwietnia i 15 lipca, w kaŜdym terminie dla
kolejnych 18 miesięcy kalendarzowych,
51/111
WYTWÓRCZYCH
IRiESD
b) planowaną miesięczną produkcję energii elektrycznej brutto oraz netto w [MWh], jaką
planuje się wprowadzić do sieci dystrybucyjnej dla kaŜdej godziny doby do 23 dnia
miesiąca poprzedniego,
c) planowane wartości mocy dyspozycyjnych, maksymalnych i minimalnych, planowaną
produkcję energii elektrycznej brutto w [MWh] oraz planowaną produkcję energii
elektrycznej netto w [MWh] jaką planuje się wprowadzić do sieci dystrybucyjnej dla
kaŜdej godziny doby codziennie do godziny 8:00 dla kolejnych 9 dób.
VII.
STANDARDY TECHNICZNE I BEZPIECZEŃSTWA
PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ APK S.A.
VII.1.
W normalnych warunkach pracy sieci dystrybucyjnej APK S.A. w szczególności powinny
być spełnione następujące warunki techniczne:
a) obciąŜenia prądowe poszczególnych elementów sieci powinny być nie wyŜsze od
dopuszczalnych długotrwale,
b) napięcia w węzłach sieci powinny mieścić się w granicach dopuszczalnych dla
poszczególnych elementów sieci,
c) moce (prądy) wyłączalne zainstalowanych wyłączników powinny być wyŜsze niŜ moce
(prądy) zwarciowe w danym punkcie sieci,
d) elektrownie przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A. o mocy osiągalnej równej 50
MW lub wyŜszej powinny pracować, zgodnie z IRiESP, z zapasem równowagi statycznej
większym lub równym 10 %, w zaleŜności od sposobu regulacji napięcia wzbudzenia.
Przyjmuje się, Ŝe w przypadku braku moŜliwości regulacji napięcia wzbudzenia
jednostka wytwórcza powinna pracować z 20 % zapasem równowagi statycznej.
VII.2.
Sieć dystrybucyjna APK S.A. pracuje z bezpośrednio uziemionym punktem neutralnym w
taki sposób, aby we wszystkich stanach ruchowych, współczynnik zwarcia doziemnego,
określony jako stosunek maksymalnej wartości napięcia fazowego podczas zwarcia z ziemią
do wartości znamionowej napięcia fazowego w danym punkcie sieci, nie przekraczał
wartości 1,4.
VII.3.
Spełnienie wymagań określonych w pkt. VII.2. jest moŜliwe, gdy spełnione są następujące
zaleŜności:
1≤
X0
≤3
X1
oraz
R0
≤1
X1
gdzie:
X1 -
reaktancja zastępcza dla składowej symetrycznej zgodnej obwodu zwarcia
doziemnego,
X0 i R0 - odpowiednio reaktancja i rezystancja dla składowej symetrycznej zerowej obwodu
zwarcia doziemnego.
VII.4.
Warunki pracy punktu neutralnego transformatorów SN/nN określa APK S.A..
VII.5.
Rozwiązania techniczne stosowane przy projektowaniu i budowie nowych oraz remoncie
istniejących sieci dystrybucyjnych powinny spełniać wymagania określone
w standardach/wytycznych budowy systemów elektroenergetycznych obowiązujących w
APK S.A.
52/111
IRiESD
VIII. PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ,
WSKAŹNIKI JAKOŚCI I NIEZAWODNOŚCI DOSTAW
ORAZ
STANDARDY
JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UśYTKOWNIKÓW SYSTEMU
VIII.1. PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ
VIII.1.1. WyróŜnia się następujące parametry znamionowe sieci dystrybucyjnej:
a. napięcia znamionowe,
b) częstotliwość znamionowa.
VIII.1.2. Regulacja częstotliwości w KSE jest prowadzona przez OSP.
VIII.1.3. O ile umowa o świadczenie usług dystrybucji lub umowa kompleksowa nie stanowi inaczej,
w normalnych warunkach pracy sieci (wyłączając przerwy w zasilaniu), w kaŜdym tygodniu,
95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego
powinno mieścić się w przedziale odchyleń ±10 % napięcia znamionowego lub
deklarowanego (przy współczynniku tgϕ nie większym niŜ 0,4), w sieciach niskiego
napięcia wartości napięć deklarowanych i znamionowych są równe.
VIII.1.4. O ile umowa o świadczenie usług dystrybucji lub umowa kompleksowa nie stanowi inaczej,
w normalnych warunkach pracy sieci, dla odbiorców, których urządzenia, instalacje lub sieci
przyłączone są bezpośrednio do sieci SN ustala się następujące parametry techniczne energii
elektrycznej:
1) wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund w miejscach przyłączenia,
powinna być zawarta w przedziale:
a) 50 Hz ± 1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5 % tygodnia,
b) 50 Hz + 4 %/-6 % (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 % tygodnia,
2) przez 95 % czasu kaŜdego tygodnia, wskaźnik długookresowego migotania światła Plt
spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być większy od 1 dla
sieci o napięciu znamionowym mniejszym od 110 kV,
3) w ciągu kaŜdego tygodnia, 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych
dla kaŜdej harmonicznej napięcia zasilającego, powinno być mniejsze lub równe
wartościom określonym w poniŜszej tabeli:
Harmoniczne parzyste
Harmoniczne nieparzyste
nie będące krotnością 3
Rząd
Wartość względna
harmonapięcia wyraŜona
nicznej
w procentach
(h)
składowej
podstawowej (uh)
będące krotnością 3
Rząd
Wartość względna
harmo- napięcia wyraŜona w
nicznej
procentach
(h)
składowej
podstawowej (uh)
Rząd
harmonicznej
(h)
Wartość względna
napięcia wyraŜona
w procentach
składowej
podstawowej (uh)
5
6%
3
5%
2
2%
7
5%
9
1,5%
4
1%
11
3,5%
15
0,5%
6 .. 24
0,5%
13
3%
21
0,5%
17
2%
19
1,5%
23
1,5%
25
1,5%
53/111
IRiESD
4) współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego THD, uwzględniający
wyŜsze harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub równy 3% dla sieci o
napięciu znamionowym 110 kV oraz 8 % dla sieci napięciu znamionowym mniejszym od
110 kV,
Warunkiem utrzymania parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w
powyŜszych podpunktach 1)-4), jest pobieranie przez odbiorcę mocy nie większej od mocy
umownej, przy współczynniku tgϕ nie większym niŜ 0,4.
VIII.2. WSKAŹNIKI
JAKOŚCI
ELEKTRYCZNEJ
I
NIEZAWODNOŚCI
DOSTAW
ENERGII
VIII.2.1. Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, w zaleŜności od czasu ich trwania, dzieli się
na:
a) przemijające (mikroprzerwy), trwające nie dłuŜej niŜ 1 sekundę;
b) krótkie, trwające dłuŜej niŜ 1 sekundę i nie dłuŜej niŜ 3 minuty;
c) długie, trwające dłuŜej niŜ 3 minuty i nie dłuŜej niŜ 12 godzin;
d) bardzo długie, trwające dłuŜej niŜ 12 godzin i nie dłuŜej niŜ 24 godziny;
e) katastrofalne, trwające dłuŜej niŜ 24 godziny.
VIII.2.2. Przerwa planowana, o której odbiorca nie został powiadomiony w formie, o której mowa w
pkt. VIII.4.1.4), jest traktowana jako przerwa nieplanowana.
VIII.2.3. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I-III i VI dopuszczalny czas trwania
jednorazowej przerwy planowanej i nieplanowanej w dostarczaniu energii elektrycznej oraz
dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu roku kalendarzowego wyłączeń planowanych i
nieplanowanych określa umowa o świadczenie usług dystrybucji lub umowa kompleksowa.
VIII.2.4. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych IV i V dopuszczalny czas trwania:
1) jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej nie moŜe przekroczyć w
przypadku:
•
przerwy planowanej - 16 godzin,
•
przerwy nieplanowanej - 24 godzin.
2) przerw w ciągu roku, stanowiący sumę czasów trwania przerw jednorazowych
• długich i bardzo długich nie moŜe przekroczyć w przypadku:
• przerw planowanych - 35 godzin,
• przerw nieplanowanych - 48 godzin.
VIII.2.5. APK S.A. w terminie do dnia 31 marca kaŜdego roku, podaje do publicznej wiadomości
przez zamieszczenie na swojej stronie internetowej informacje dotyczące czasu trwania
przerw w dostarczaniu energii elektrycznej wyznaczone dla poprzedniego roku
kalendarzowego.
VIII.3. DOPUSZCZALNE POZIOMY ZABURZEŃ PARAMETRÓW JAKOŚCIOWYCH
VIII.3.1. Ustala się poniŜsze dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów jakościowych energii
elektrycznej.
VIII.3.2. Dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów jakościowych
wprowadzanych przez odbiorniki w sieciach niskich napięć
energii
elektrycznej
VIII.3.2.1. Dopuszczalne poziomy wahań napięcia i migotania światła
W przypadku odbiorników o fazowym prądzie znamionowym ≤75A, wprowadza się
następujące maksymalnie dopuszczalne poziomy:
54/111
IRiESD
a)
b)
wartość Pst nie powinna być większa niŜ 1,
wartość Plt nie powinna być większa niŜ 0,65,
c)
wartość d( t ) =
∆U( t )
podczas zmiany napięcia nie powinna przekraczać 3,3 %
Un
przez czas dłuŜszy niŜ 500 ms,
d
względna
zmiana
napięcia
w
stanie
d=
ustalonym
∆U
Un
nie
powinna
przekraczać 3,3%,
gdzie:
∆U - zmiana wartości skutecznej napięcia, wyznaczona jako pojedyncza wartość dla
kaŜdego kolejnego półokresu napięcia źródła, pomiędzy jego przejściami przez zero,
występująca między okresami, gdy napięcie jest w stanie ustalonym, co najmniej
przez 1s.
VIII.3.2.2. Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu
VIII.3.2.2.1. W celu wyznaczenia maksymalnych poziomów emisji harmonicznych odbiorniki dzieli
się wg następującej klasyfikacji:
a) Klasa A – symetryczne odbiorniki trójfazowe, sprzęt do zastosowań domowych z
pominięciem przynaleŜnego do klasy D, narzędzia z pominięciem narzędzi
przenośnych, ściemniacze do Ŝarówek, sprzęt akustyczny i wszystkie inne z
wyjątkiem zakwalifikowanych do jednej z poniŜszych klas,
b) Klasa B – narzędzia przenośne tj. narzędzia elektryczne, które podczas normalnej
pracy trzymane są w rękach i uŜywane tylko przez krótki czas (kilka minut),
nieprofesjonalny sprzęt spawalniczy,
c) Klasa C – sprzęt oświetleniowy,
d) Klasa D – sprzęt o mocy 600 W lub mniejszej następującego rodzaju - komputery
osobiste i monitory do nich, odbiorniki telewizyjne.
VIII.3.2.2.2. Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez odbiorniki o
fazowym prądzie znamionowym ≤16A zakwalifikowane do:
a) Klasy A podano w Tablicy 1,
b) Klasy B podano w Tablicy 2,
c) Klasy C podano w Tablicy 3,
d) Klasy D podano w Tablicy 4.
Tablica 1. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy A.
Rząd harmonicznej [n]
3
5
7
9
11
13
Maksymalny dopuszczalny prąd
harmonicznej [A]
2,30
1,14
0,77
0,40
0,33
0,21
15 ≤ n ≤ 39
0,15
15
n
2
4
6
1,08
0,43
0,30
8 ≤ n ≤ 40
0,23
55/111
8
n
IRiESD
Tablica 2. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy B.
harmonicznej [A]
3
5
7
9
11
13
3,45
1,71
1,155
0,60
0,495
0,315
15 ≤ n ≤ 39
0,225
15
n
2
4
6
1,62
0,645
0,45
8 ≤ n ≤ 40
0,3453
8
n
Tablica 3. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy C.
harmonicznej, wyraŜony w %
harmonicznej podstawowej
prądu wejściowego [%]
2
3
5
7
9
11 ≤ n ≤ 39
*λ
2
30λ
10
7
5
3
(tylko harmoniczne nieparzyste)
– współczynnik mocy obwodu
Tablica 4. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy D.
Rząd
Maksymalny dopuszczalny
harmonicznej
prąd harmonicznej, w
[n]
przeliczeniu na Wat [mA/W]
3
5
7
9
11
13 ≤ n ≤ 39
(tylko
harmoniczne
nieparzyste)
3,4
Maksymalny
dopuszczalny prąd
harmonicznej [A]
2,30
1,9
1,14
1,0
0,5
0,35
0,77
0,40
0,33
patrz Tablica 1
3,85
n
VIII.3.2.2.3. Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez odbiorniki o
fazowym prądzie znamionowym >16A.
Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez odbiorniki o
fazowym prądzie znamionowym >16A zakwalifikowane do Klasy A,
Klasy B, Klasy C oraz Klasy D podano w Tablicy 5.
56/111
IRiESD
Tablica 5.
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
≥33
harmonicznej, wyraŜony w %
harmonicznej podstawowej
prądu zasilającego [%]
21,6
10,7
7,2
3,8
3,1
2
0,7
1,2
1,1
≤0,6
0,9
0,8
≤0,6
0,7
0,7
≤0,6
VIII.4. STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UśYTKOWNIKÓW SYSTEMU
VIII.4.1. Ustala się następujące standardy jakościowe obsługi odbiorców:
1) przyjmowanie od odbiorców, przez całą dobę, zgłoszeń i reklamacji związanych
z dostarczaniem energii elektrycznej,
2) bezzwłoczne przystępowanie do usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii
elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci,
3) udzielanie odbiorcom, na ich Ŝądanie, informacji o przewidywanym terminie
wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii w sieci,
4) powiadamianie odbiorców, z co najmniej tygodniowym wyprzedzeniem, o terminach
i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, w formie
indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą innego środka
komunikowania się ,
5) odpłatne podejmowanie stosownych czynności w sieci w celu umoŜliwienia
bezpiecznego wykonania, przez odbiorcę lub inny podmiot, prac w obszarze
oddziaływania tej sieci,
6) nieodpłatne udzielanie informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf,
7) rozpatrywanie wniosków i reklamacji, odbiorcy w sprawie rozliczeń i udzielanie
odpowiedzi, nie później niŜ w terminie 14 dni od dnia złoŜenia wniosku lub zgłoszenia
reklamacji, chyba, Ŝe w umowie między stronami określono inny termin, z
wyłączeniem spraw określonych w pkt. 8), które są rozpatrywane w terminie 14 dni od
zakończenia stosownych kontroli i pomiarów,
8) na wniosek odbiorcy, w miarę moŜliwości technicznych i organizacyjnych,
dokonywanie sprawdzenia dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej,
dostarczanej z sieci, określonych w aktach wykonawczych do ustawy Prawo
energetyczne lub w umowie lub IRiESD, poprzez wykonanie odpowiednich pomiarów.
W przypadku zgodności zmierzonych parametrów ze standardami określonymi w
aktach wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne lub w umowie lub IRiESD,
koszty sprawdzenia i pomiarów ponosi odbiorca na zasadach określonych w Taryfie
APK S.A.,
57/111
9)
IRiESD
na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu i uznaniu jego zasadności, udzielanie
bonifikaty w wysokości określonej w taryfie za niedotrzymanie parametrów
jakościowych energii elektrycznej, o których mowa w aktach wykonawczych do ustawy
Prawo energetyczne lub w umowie lub IRiESD.
VIII.4.2. Na Ŝądanie odbiorcy, APK S.A. dokonuje sprawdzenia prawidłowości działania układu
pomiarowo-rozliczeniowego na zasadach i w terminach określonych w ustawie Prawo
energetyczne i aktach wykonawczych do niej oraz pkt. II.4.6.1. IRiESD.
IX.
BILANSOWANIE
SYSTEMU
DYSTRYBUCYJNEGOI
ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI.
IX.1.
POSTANOWIENIA WSTĘPNE
IX.1.1.
Zakres przedmiotowy i podmiotowy
IX.1.1.1. Określa zasady, procedury i uwarunkowania bilansowania systemu dystrybucyjnego oraz
realizacji umów sprzedaŜy energii elektrycznej („umowa sprzedaŜy”) zawartych przez
podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A. i realizowanych w sieci
dystrybucyjnej przez APK S.A., a w szczególności:
a) podmioty i warunki bilansowania systemu dystrybucyjnego,
b) procedury powiadamiania o zawartych umowach sprzedaŜy i weryfikacji powiadomień
oraz wymiany informacji w tym zakresie,
c) zasady pozyskiwania i udostępniania danych pomiarowych,
d) zasady współpracy OSD w zakresie przekazywania danych pomiarowych dla potrzeb
rozliczeń na Rynku Bilansującym (RB),
e) procedury zmiany Sprzedawcy przez odbiorców,
f) zasady bilansowania handlowego w obszarze Rynku Detalicznego,
g) zasady wyznaczania i przydzielania standardowych profili zuŜycia energii elektrycznej,
h) postępowanie reklamacyjne,
i) zarządzanie ograniczeniami systemowymi.
IX.1.1.2. Obszar bilansowania obejmuje sieć dystrybucyjną APK S.A., na których jest wyznaczony
OSD, z wyłączeniem miejsc dostarczania energii elektrycznej podmiotów, których
urządzenia i sieci są objęte obszarem RB. Miejsca dostarczania energii elektrycznej tych
podmiotów wyznaczają granice RB w sieci dystrybucyjnej APK S.A.
IX.1.1.3. Procedury bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami
systemowymi obowiązują:
a) OSD,
b) podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
c) URB pełniących funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe
(„POB”) na obszarze APK S.A.,
IX.1.2.
Ogólne zasady funkcjonowania rynku bilansującego i detalicznego
IX.1.2.1. Podmiotem odpowiedzialnym za funkcjonowanie RB i prowadzenie centralnego
mechanizmu bilansowania handlowego jest PSE Operator S.A., który na mocy ustawy
Prawo energetyczne oraz posiadanej koncesji na przesyłane energii elektrycznej realizuje
zadania OSP. Zasady funkcjonowania RB określa IRiESP w części dotyczącej bilansowania
systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi, zwana dalej „IRiESP-Bilansowanie”.
58/111
IRiESD
IX.1.2.2. APK S.A., w ramach swoich obowiązków określonych przepisami prawa, umoŜliwia na
podstawie umowy dystrybucyjnej, realizację umów sprzedaŜy zawartych przez podmioty
przyłączone do sieci APK S.A., przy zachowaniu zasad równoprawnego traktowania
wszystkich podmiotów korzystających z usług dystrybucji energii elektrycznej („usługi
dystrybucyjne”), na standardowych warunkach wynikających z przepisów i dokumentów
przywołanych w pkt. I.4. IRiESD, a takŜe przy uwzględnieniu moŜliwości technicznych
systemu dystrybucyjnego oraz przy zachowaniu jego bezpieczeństwa.
IX.1.2.3. Podmiotem Odpowiedzialnym za Bilansowanie (POB) handlowe Arctic Paper Kostrzyn SA
jest podmiot, z którym APK S.A. ma zawarte stosowne umowy, który prowadzi
bilansowanie handlowe na Rynku Bilansującym.
IX.1.2.4. URD jest bilansowany handlowo na RB przez URB, który posiada umowę dystrybucyjną
zawartą z APK S.A., pełni dla URD funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie
handlowe („POB”).
IX.1.2.5. POB jest wskazywany przez Sprzedawcę w umowie dystrybucyjnej zawartej z APK S.A.
Bilansowanie handlowe URD typu odbiorca („URDO”) prowadzi POB wskazywany przez
Sprzedawcę, z którym URDO ma zawartą umowę sprzedaŜy, z zastrzeŜeniem pkt. IX.4.1.7.
POB jest wskazywany przez przyłączone do sieci dystrybucyjnej APK S.A.
przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej, będące
URD typu wytwórca („URDW”), w umowie dystrybucyjnej zawartej z APK S.A.
IX.1.2..6. Rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej i pobieranej z
systemu, dla kaŜdego punktu poboru energii elektrycznej („PPE”), dokonuje tylko jeden
POB. KaŜdy Punkt Dostarczania Energii („PDE”) lub zbiór PDE naleŜących do danego
URDW moŜe być bilansowany handlowo tylko przez jednego POB.
IX.1.2.7. Zmiana POB odbywa się na warunkach i zasadach określonych w rozdziale IX.5.
IX.1.2.8. Podstawą dokonania zmiany, o której mowa w pkt. IX.1.2.7., jest wprowadzenie
odpowiednich zapisów we wszystkich wymaganych umowach pomiędzy APK S.A.,
Sprzedawcą, wytwórcą, dotychczasowym POB i POB przejmującym odpowiedzialność za
bilansowanie handlowe, zgodnie z zasadami opisanymi w rozdziale IX.5.
IX.1.2.9. Informacja o sprzedawcach, o których mowa w art. 5 ust. 2a) pkt. 1) lit. b) ustawy Prawo
energetyczne, zwanych dalej „sprzedawcami rezerwowymi”, podana jest na stronie
internetowej ENEA Operator Sp. z o.o.
IX.1.2.10. Warunki i zakres współpracy APK S.A. (jako OSD nie mającym połączenia z siecią
przesyłową) z ENEA Operator Sp. z o.o., określa umowa zawarta pomiędzy stronami.
IX.1.3.
Warunki realizacji umów sprzedaŜy i uczestnictwa w procesie bilansowania.
IX.1.3.1. APK S.A. zapewnia uŜytkownikom systemu dystrybucyjnego realizację umów sprzedaŜy
zawartych przez te podmioty, jeŜeli zostaną one zgłoszone do APK S.A. w obowiązującej
formie, trybie i terminie oraz pod warunkiem spełnienia przez te podmioty wymagań
określonych w IRiESD i odpowiednich umowach dystrybucyjnych.
IX.1.3.2. URDW, URDO lub Sprzedawcy, którzy posiadają zawartą z APK S.A. umowę dystrybucyjną,
mogą zlecić wykonywanie swoich obowiązków wynikających z IRiESD pkt. IX innym
podmiotom, o ile nie jest to sprzeczne z postanowieniami obowiązującego prawa i
59/111
IRiESD
posiadanymi koncesjami. Podmioty te działają w imieniu i na rzecz odpowiednio URDW,
URDO lub Sprzedawcy.
IX.1.3.3. APK S.A., z zachowaniem wymagań pkt. IX.1.3.4, realizuje zawarte przez URD umowy
sprzedaŜy, po:
a) uzyskaniu przez URD odpowiednich koncesji – jeŜeli jest taki wymóg prawny,
b) zawarciu przez URD umowy dystrybucyjnej z APK S.A.,
c) zawarciu przez URD typu odbiorca („URDO”) umowy sprzedaŜy z wybranym
Sprzedawcą, posiadającym zawartą umowę dystrybucyjną z APK S.A.,
d) zawarciu przez URD typu wytwórca („URDW”) umowy z wybranym POB,
posiadającym zawartą umowę dystrybucyjną z APK S.A.
IX.1.3.4. Umowa dystrybucyjna zawarta pomiędzy URD a APK S.A., powinna spełniać wymagania
określone w ustawie Prawo energetyczne oraz powinna zawierać w szczególności
następujące elementy:
a) zobowiązanie stron do stosowania w pełnym zakresie postanowień IRiESD,
b) określenie POB, a w przypadku URDW równieŜ zasady zmiany POB,
c) sposób i zasady rozliczeń z APK S.A. z tytułu niezbilansowania dostaw energii
elektrycznej, w przypadku utraty POB – dotyczy URDW,
d) algorytm wyznaczania energii elektrycznej dla URD, z uwzględnieniem URDn którzy
skorzystali z prawa wyboru Sprzedawcy – dotyczy URD, którzy są jednocześnie
przedsiębiorstwem energetycznym świadczącym usługi dystrybucyjne siecią
dystrybucyjną, na której został wyznaczony OSDn.
IX.1.3.5. Podmiot posiadający: zawartą umowę przesyłową z OSP, przydzielone i uaktywnione przez
OSP MB z obszaru sieci APK S.A., zawartą umowę dystrybucyjną z APK S.A. oraz
spełniający procedury i warunki zawarte w IRiESD, moŜe pełnić funkcję POB.
Umowa dystrybucyjna zawierana przez APK S.A. z POB powinna spełniać wymagania
określone w ustawie Prawo energetyczne oraz powinna zawierać w szczególności
następujące elementy:
a) oświadczenie POB o zawarciu umowy przesyłowej z OSP umoŜliwiającej prowadzenie
działalności na RB,
b) kod identyfikacyjny podmiotu na RB,
c) dane o posiadanych przez podmiot koncesjach, związanych z działalnością w
elektroenergetyce - jeŜeli jest taki wymóg prawny,
d) datę rozpoczęcia działalności na RB,
e) osoby upowaŜnione do kontaktu z APK S.A. oraz ich dane adresowe,
f) warunki przejmowania odpowiedzialności za bilansowanie handlowe Sprzedawców
działających na obszarze APK S.A. oraz URDW przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
APK S.A.,
g) wykaz Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego („MB”) powiązanych z
obszarem działania APK S.A.,
h) wykaz Sprzedawców i URDW, dla których POB prowadzi bilansowanie handlowe,
i) zobowiązania stron do stosowania w pełnym zakresie postanowień IRiESD,
j) zobowiązanie POB do niezwłocznego informowania o zaprzestaniu lub zawieszeniu
działalności na RB w rozumieniu IRiESP,
k) zasady rozwiązania umowy lub wprowadzania ograniczeń w jej wykonywaniu w
przypadku gdy, niezaleŜnie od przyczyny, POB zaprzestanie lub zawiesi działalność na
RB w rozumieniu IRiESP,
l) zasady przekazywania przez APK S.A. na MB przyporządkowane temu POB,
zagregowanych danych pomiarowych z obszaru sieci, dla których za pośrednictwem
APK S.A. są realizowane obowiązki w zakresie współpracy z OSP i OSDp dotyczące
przekazywania danych pomiarowych.
60/111
IRiESD
IX.1.3.6. Umowa, o której mowa w pkt. IX.1.3.5., jest rozwiązywana automatycznie ze skutkiem
natychmiastowym w przypadku zaprzestania lub zawieszenia przez OSP, niezaleŜnie od
przyczyny, działalności POB na RB.
IX.1.3.7. Podmiot zamierzający sprzedawać energię elektryczną URDO na obszarze działania APK
S.A., posiadający zawartą z APK S.A. umowę dystrybucyjną, moŜe pełnić funkcję
Sprzedawcy, w tym sprzedawcy rezerwowego (po określeniu tego faktu w umowie
dystrybucyjnej zawartej z APK S.A.). Umowa dystrybucyjna reguluje kompleksowo
stosunki pomiędzy Sprzedawcą, a APK S.A. oraz dotyczy wszystkich URDO z obszaru
działania APK S.A., którym ten Sprzedawca będzie sprzedawać energię elektryczną.
Umowa ta powinna spełniać wymagania określone w ustawie Prawo energetyczne oraz
powinna zawierać co najmniej następujące elementy:
a) terminy i procedury powiadamiania o zawartych umowach sprzedaŜy,
b) zasady obejmowania nią kolejnych URDO i zobowiązania stron w tym zakresie,
c) wskazanie wybranego przez Sprzedawcę POB, który ma zawartą umowę dystrybucyjną
z APK S.A.,
d) wykaz URDO przyłączonych do sieci dystrybucyjnej APK S.A., którzy zawarli umowę
sprzedaŜy z tym Sprzedawcą,
e) zasady i terminy przekazywania informacji dotyczących wygaśnięcia lub
rozwiązywania umów, w tym umów sprzedaŜy zawartych przez Sprzedawcę z URDO,
f) zasady wchodzenia w Ŝycie i rozwiązywania umów sprzedaŜy zawieranych przez
URDO z kolejnym Sprzedawcą,
g) osoby upowaŜnione do kontaktu z APK S.A. oraz ich dane adresowe,
h) zasady wstrzymywania i wznawiania przez APK S.A. dostarczania energii elektrycznej
URDO,
i) zakres i zasady udostępniania danych pomiarowych dotyczących URDO, które są
konieczne dla ich właściwej obsługi,
j) zasady rozliczeń i warunki dokonywania przez APK S.A. dodatkowych APK S.A.
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej odczytów układów pomiaroworozliczeniowych, tzn. w terminach innych niŜ standardowo dokonuje ich APK S.A.,
k) zobowiązanie stron do stosowania w pełnym zakresie postanowień IRiESD,
l) zobowiązanie Sprzedawcy do niezwłocznego informowania APK S.A. o utracie
wskazanego POB w wyniku zaprzestania lub zawieszenia jego działalności na RB, w
rozumieniu IRiESP-Bilansowanie,
m) zasady rozwiązania umowy, w tym, w przypadku zaprzestania działalności przez POB
wskazanego przez tego Sprzedawcę.
IX.1.3.8. Umowa, o której mowa w pkt. IX.1.3.7. jest rozwiązywana automatycznie ze skutkiem
natychmiastowym w przypadku utraty przez Sprzedawcę POB prowadzącego bilansowanie
handlowe na Rynku Bilansującym. Od momentu rozwiązania ww. umowy, sprzedaŜ energii
elektrycznej URDO jest realizowana przez Sprzedawcę rezerwowego, wskazanego przez tego
URD.
IX.1.4.
Zasady konfiguracji podmiotowej i obiektowej rynku detalicznego oraz nadawania
kodów identyfikacyjnych.
W imieniu APK S.A. udział w administrowaniu Rynkiem Bilansującym bierze podmiot z
którym APK S.A. zawarł umowę o świadczenie usługi bilansowania handlowe (POB) dla
obszaru sieci dystrybucyjnej, natomiast administruje konfiguracją Rynku Detalicznego w
oparciu o postanowienia umów dystrybucyjnych.
61/111
IRiESD
IX.1.5.
Zasady współpracy OSDn z OSDp w zakresie przekazywania danych pomiarowych
dla potrzeb rozliczeń na rynku bilansującym
IX.1.5.1.
Podstawą realizacji współpracy OSDn z OSDp w zakresie przekazywania danych
pomiarowych do OSP dla potrzeb rozliczeń na Rynku Bilansującym jest obowiązywanie
stosownej umowy zawartej pomiędzy OSDp a OSDn.
IX.1.5.2.
W celu umoŜliwienia realizacji wymiany danych, OSDn musi posiadać, na dzień
rozpoczęcia realizacji umowy, o której mowa w pkt. IX.1.5.1., układy pomiaroworozliczeniowe słuŜące do rozliczeń z OSDp, dostosowane do wymagań określonych
przepisach powszechnie obowiązujących oraz w IRiESD.
IX.1.5.3.
Warunkiem przekazywania przez OSDp danych pomiarowych do OSP, jest jednoczesne
obowiązywanie następujących umów:
a) o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej zawartej pomiędzy OSDp a OSP,
b) o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej pomiędzy OSDp a
OSDn,
c) o współpracy w zakresie przekazywania danych pomiarowych dla potrzeb rozliczeń
na Rynku Bilansującym zawartej pomiędzy OSDp a OSDn,
d) o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej pomiędzy OSDn a
Sprzedawcą energii elektrycznej do URDn,
e) o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej pomiędzy OSDp a
przedsiębiorstwem energetycznym świadczącym usługi dystrybucji energii
elektrycznej dla URDn (zwanym dalej „PEP”) – w przypadku gdy PEP nie jest
jednocześnie OSDn,
f) o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej pomiędzy OSDp a
podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe (POB), którego Miejsca
Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB) są wykorzystywane w bilansowaniu
handlowym URDn przyłączonych do sieci PEP lub OSDn,
g) o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej pomiędzy OSDn a
podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe (POB), którego Miejsca
Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB) są wykorzystywane w bilansowaniu
handlowym URDn przyłączonych do sieci PEP lub OSDn.
IX.1.5.4.
W celu umoŜliwienia OSDp przekazania danych pomiarowych do OSP, OSDn jest
zobowiązany w szczególności do:
a) pozyskiwania danych pomiarowych z układów pomiarowo-rozliczeniowych URDn,
zgodnie z IRiESD,
b) dostarczania do OSDp danych pomiarowych, o których mowa w p.pkt.
a),stanowiących rzeczywistą ilość energii elektrycznej pobranej z sieci OSDn lub
oddanej do sieci OSDn, zmierzonej przez układy pomiarowo-rozliczeniowew
miejscach dostarczenia URDn, na kaŜdą godzinę doby handlowej, w podziale na
Sprzedawców, zagregowane na MB,
c) przekazywania do OSDp skorygowanych danych pomiarowych URDn w celu ich
przesłania do OSP w trybach korekty obowiązujących na Rynku Bilansującym
zgodnie z IRiESP,
d) niezwłocznego przekazywania OSDp informacji o wstrzymaniu lub zaprzestaniu
świadczenia przez OSDn usług dystrybucyjnych dla URDn lub o zaprzestaniu
sprzedaŜy energii elektrycznej do URDn przez Sprzedawcę,
e) niezwłocznego informowania OSDp o okolicznościach mających wpływ na
prawidłowość przekazywanych danych pomiarowych.
IX.1.5.5.
Przekazywanie danych przez OSDp do OSP obejmuje przekazywanie zagregowanych
danych pomiarowych URDn, przyłączonych do sieci OSDn nie objętej obszarem Rynku
Bilansującego:
62/111
IRiESD
a) na MB będące w posiadaniu POB wskazanego przez Sprzedawcę wybranego przez
URDn typu odbiorca,
b) na MB będące w posiadaniu POB wskazanego bezpośrednio przez URDn typu
wytwórca.
IX.1.5.6.
OSDn jest odpowiedzialny za poprawność pozyskanych danych pomiarowych z układów
pomiarowo-rozliczeniowych URDn.
Wyznaczanie i przekazywanie do OSDp oraz udostępnianie danych pomiarowych do
OSP, odbywa się zgodnie z zasadami opisanymi w IRiESD.
IX.1.5.7.
Zawieszenie lub zaprzestanie, niezaleŜnie od przyczyny, działalności na Rynku
Bilansującym przez POB prowadzącego bilansowanie handlowe w obszarze sieci PEP, na
której operatorem jest wyznaczony OSDn, będzie skutkować zaprzestaniem
przekazywania przez OSDn danych pomiarowych na MB tego POB. Tym samym dane
pomiarowe URDn będą uwzględniane w zuŜyciu energii elektrycznej PEP chyba, Ŝe
zostanie wskazany inny POB w terminie umoŜliwiającym zmianę konfiguracji obiektów
tego POB (zgodnie z zasadami opisanymi w IRiESD).
IX.1.5.8.
Zaprzestanie przez Sprzedawcę sprzedaŜy energii elektrycznej URDn, o ile nie ma
sprzedawcy rezerwowego, będzie skutkować zaprzestaniem przekazywania przez OSDn
danych pomiarowych na MB POB wybranego przez tego Sprzedawcę, a tym samym dane
pomiarowe URDn będą powiększać zuŜycie energii elektrycznej PEP.
IX.1.5.9.
Ilości energii elektrycznej dostarczonej siecią dystrybucyjną OSDp do PEP, stanowiące
podstawę do rozliczania usług dystrybucyjnych, wyznacza się zgodnie z IRiESD, Taryfą
oraz umową dystrybucyjną zawartą pomiędzy OSDp a PEP, natomiast ilości energii
elektrycznej zuŜytej przez PEP i stanowiącej podstawę do rozliczeń sprzedaŜy energii
elektrycznej do PEP, wyznacza się z uwzględnieniem ilości energii elektrycznej
przypisanej do URDn, dla których Sprzedawcą nie jest PEP.
IX.2.
Zasady zawierania umów dystrybucyjnych z URD.
IX.2.1.
Umowa dystrybucyjna zawierana jest na wniosek URD lub podmiotu przyłączanego do
IX.2.2.
Podmioty występujące o zawarcie umowy dystrybucyjnej, na dzień podpisania umowy
muszą spełniać postanowienia przepisów powszechnie obowiązujących oraz, w zakresie
układów pomiarowo-rozliczeniowych, zawarte w pkt. II.4.6. IRiESD, z zastrzeŜeniem
pkt. IX.4.1.3. IRiESD.
IX.2.4.
Umowa dystrybucyjna z URDO wchodzi w Ŝycie w dniu rozpoczęcia sprzedaŜy energii
elektrycznej przez Sprzedawcę, z którym URDO ma podpisaną umowę sprzedaŜy.
IX.2.5.
Zasady zgłaszania umów sprzedaŜy, o których mowa w pkt. IX.2.4., określają rozdziały
IX.4. oraz IX.6. IRiESD.
IX.2.6.
Umowa dystrybucyjna z URDW jest zawierana po wskazaniu POB przez URDW.
63/111
IRiESD
IX.3.
Zasady wyznaczania, przekazywania i udostępniania danych pomiarowych.
IX.3.1.
Administrowanie przez APK S.A. danymi pomiarowymi w obszarze sieci dystrybucyjnej
APK S.A. polega na wyznaczaniu ilości dostaw energii elektrycznej dla potrzeb rozliczeń
oraz usług dystrybucyjnych i obejmuje następujące zadania:
a) eksploatacja i rozwój Lokalnego Systemu Pomiarowo-Rozliczeniowego (LSPR),
słuŜącego do pozyskiwania, przechowywania, przetwarzania oraz zarządzania danymi
pomiarowymi,
b) akwizycja danych pomiarowych z układów pomiarowo-rozliczeniowych
zainstalowanych w sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
c) wyznaczanie ilości dostaw energii elektrycznej w poszczególnych rzeczywistych
miejscach dostarczania zlokalizowanych w sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
d) udostępnianie danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych OSP, sąsiednim
OSDp, POB, Sprzedawcom oraz URD, w zakresie ich dotyczącym,
e) rozpatrywanie reklamacji, zgłaszanych przez podmioty wymienione w ppkt. d),
dotyczących przyporządkowanych im ilości dostaw energii elektrycznej i
wprowadzanie niezbędnych korekt w wymagających tego przypadkach.
IX.3.2.
APK S.A. pozyskuje dane pomiarowe i wyznacza rzeczywiste ilości dostaw energii
elektrycznej poprzez LSPR, przy czym:
a) dane pomiarowe są rejestrowane i przetwarzane z maksymalną moŜliwą dokładnością
wynikającą z własności urządzeń pomiarowych i LSPR,
b) wyniki obliczeń są rejestrowane w LSPR z dokładnością do 1 kWh, a ewentualne
zaokrąglenia są dokonywane zgodnie z ogólnymi zasadami zaokrągleń lub własności
LSPR.
IX.3.3.
APK S.A. pozyskuje, zgodnie z istniejącymi moŜliwościami technicznymi, dane
pomiarowe w postaci:
a) godzinowych ilości energii elektrycznej pobranych/oddanych z/do sieci
dystrybucyjnej APK S.A. przez URD, wyznaczonych na podstawie liczników energii
elektrycznej rejestrujących godzinowy profil energii elektrycznej – dane godzinowe,
b) okresowych stanów (wskazań) liczydeł liczników energii elektrycznej wraz z mnoŜną
układu (o ile występuje) – dane stanowe.
Ilości energii elektrycznej, które ze względu na dokładność nie zostały zarejestrowane w
danym okresie rozliczeniowym, powinny zostać przeniesione do następnego okresu.
RóŜnice pomiędzy danymi stanowymi, a danymi godzinowymi w okresie
rozliczeniowym, wynikające z zaokrągleń albo moŜliwości technicznych układów
pomiarowo-rozliczeniowych lub własności LSPR, nie mogą być podstawą do składania
do APK S.A. reklamacji dotyczących danych pomiarowych.
IX.3.4.
Dane pomiarowe, o których mowa:
a) w pkt. IX.3.3. ppkt. a) – APK S.A. pozyskuje po zakończeniu okresu rozliczeniowego
usług dystrybucyjnych,
b) w pkt. IX.3.3. ppkt. b) – APK S.A. pozyskuje w cyklach zgodnych z okresem
rozliczeniowym
usług
dystrybucyjnych
będących
przedmiotem
umów
dystrybucyjnych zawartych pomiędzy APK S.A. a URD. Okres rozliczeniowy wynika
z przyjętego przez APK S.A. harmonogramu odczytów wskazań układów pomiaroworozliczeniowych.
APK S.A. moŜe pozyskiwać, w miarę moŜliwości technicznych i organizacyjnych, w
trakcie okresu rozliczeniowego godzinowe dane pomiarowe URD, których układy
pomiarowo-rozliczeniowe pozwalają na rejestrację godzinowego profilu i posiadają układ
transmisji danych pomiarowych do APK S.A., zwanymi dalej „wstępnymi danymi
pomiarowymi”.
64/111
IRiESD
IX.3.5.
APK S.A. wyznacza godzinowe ilości dostaw energii elektrycznej, o których mowa w
pkt. IX.3.1.c), w podziale na energię elektryczną pobraną z sieci dystrybucyjnej i oddaną
do tej sieci. APK S.A. wyznacza ilości dostaw energii elektrycznej na podstawie:
a) rzeczywistych danych pomiarowych pozyskanych z fizycznych punktów
pomiarowych, lub
b) szacunkowych danych pomiarowych wyznaczonych na podstawie danych
historycznych oraz w oparciu o zasady określone, w IRiESD – w przypadku awarii
układu pomiarowego lub systemu pomiarowo-rozliczeniowego albo braku systemu
pomiarowo-rozliczeniowego, lub
c) standardowych profili zuŜycia energii elektrycznej (Załącznik nr 5), o których mowa
w rozdziale IX.7. IRiESD, ilości energii elektrycznej wyznaczonej w sposób
określony w ppkt. a) lub b) dla tych PPE z sieci dystrybucyjnej APK S.A., którym
został przyporządkowany standardowy profil zuŜycia.
IX.3.6.
Do określenia ilości dostaw energii elektrycznej wykorzystuje się w pierwszej kolejności
układy pomiarowo-rozliczeniowe podstawowe. W przypadku ich awarii lub wadliwego
działania w następnej kolejności wykorzystywane są układy pomiarowo-rozliczeniowe
rezerwowe.
IX.3.7.
W przypadku awarii lub wadliwego działania układów pomiarowo-rozliczeniowych, o
których mowa w pkt. IX.3.6., ilość energii elektrycznej pobranej z sieci dystrybucyjnej
APK S.A. lub oddanej do tej sieci określa się w kaŜdej godzinie doby, na podstawie:
a) współczynników korekcji właściwych dla stwierdzonej nieprawidłowości lub awarii
(o ile jest moŜliwe ich określenie), lub
b) pozyskanych przez APK S.A. rzeczywistych ilości energii elektrycznej w
odpowiedniej godzinie i dniu tygodnia lub miesiąca poprzedzającego awarię.
IX.3.8.
W przypadku braku danych pomiarowych spowodowanych brakiem lub awarią systemu
pomiarowo-rozliczeniowego (układu transmisji danych pomiarowych) lub zakłóceniem w
procesie zdalnego pozyskiwania danych pomiarowych z układów pomiaroworozliczeniowych, APK S.A. w procesie wyznaczania lub udostępniania danych
pomiarowych moŜe wykorzystać dane wyznaczone zgodnie z IRiESD albo zgłoszone
przez Sprzedawcę, POB lub URD.
IX.3.9.
Dane pomiarowe i pomiarowo-rozliczeniowe udostępniane są przez APK S.A.
podmiotom posiadającym zawarte umowy dystrybucyjne, na zasadach i w terminach
określonych w tych umowach oraz IRiESD. Dane pomiarowe są udostępniane z
dokładnością do 1 kWh.
IX.3.10.
APK S.A. moŜe, w miarę moŜliwości technicznych i organizacyjnych, udostępniać dane
pomiarowe i pomiarowo-rozliczeniowe Sprzedawcy lub POB, OSD w zakresie i w
terminach innych niŜ określone w IRiESD, na dodatkowe zlecenie tych podmiotów.
Wówczas przekazywanie danych odbywa się na zasadach określonych w umowie i za
dodatkową opłatą skalkulowaną przez APK S.A. w oparciu o koszty związane z
dodatkowymi odczytami.
IX.3.11.
APK S.A. udostępnia Sprzedawcy dane pomiarowe tych URD (dla PPE), którzy wyraŜą
na to zgodę w umowach dystrybucyjnych zawartych z APK S.A. lub w przekazanym
przez Sprzedawcę zgłoszeniu umowy sprzedaŜy.
IX.3.12.
Dane pomiarowe wyznaczone na potrzeby rozliczeń Rynku Bilansującego, mogą być
korygowane m.in. w przypadku:
a) pozyskania danych rzeczywistych w miejsce szacowanych,
b) korekty danych składowych,
c) rozpatrzenia reklamacji w zakresie poprawności danych, i zgłaszane są w cyklu
korekty rozliczeń
65/111
IRiESD
IX.4
PROCEDURY ZMIANY SPRZEDAWCY ORAZ ZASADY UDZIELANIA
INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW
IX.4.1.
Wymagania ogólne.
IX.4.1.1.
Procedura zmiany sprzedawcy energii elektrycznej zawarta w niniejszym rozdziale,
dotyczy odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej APK S.A., nie objętych
obszarem Rynku Bilansującego. Procedura dotyczy równieŜ przypadków rozdzielenia
przez odbiorcę umowy kompleksowej, bez zmiany sprzedawcy energii elektrycznej, na
oddzielną: umowę sprzedaŜy i umowę dystrybucyjną.
Procedury zmiany sprzedawcy dotyczące odbiorców przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej APK S.A. objętej obszarem RB, którzy są lub zamierzają stać się URB,
wynikają z zapisów IRiESP oraz zasad i okresów wypowiedzenia umów określonych w
obowiązujących umowach zawartych przez tego odbiorcę.
IX.4.1.2.
Podstawą realizacji sprzedaŜy energii elektrycznej na obszarze działania APK S.A., jest
umowa dystrybucyjna zawarta przez Sprzedawcę z APK S.A.
Umowa ta reguluje kompleksowo stosunki pomiędzy Sprzedawcą a APK S.A. oraz
określa warunki, jakie musi spełniać Sprzedawca chcący prowadzić sprzedaŜ energii
elektrycznej odbiorcom przyłączonym do sieci dystrybucyjnej APK S.A..
IX.4.1.3.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe podmiotów chcących skorzystać z prawa wyboru
Sprzedawcy lub dokonać rozdzielenia umowy kompleksowej, muszą spełniać
postanowienia pkt. II.4.6. IRiESD., z poniŜszym zastrzeŜeniem.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe będące własnością APK S.A. powinny spełniać
wymagania zawarte w pkt. II.4.6. IRiESD na dzień zmiany Sprzedawcy lub rozdzielenia
umowy kompleksowej, natomiast wymagania te są spełnione dla układów pomiaroworozliczeniowych odbiorców o mocy umownej nie większej niŜ 40 kW, dla których został
przydzielony, zgodnie z rozdziałem IX.7. IRiESD, standardowy profil zuŜycia energii
elektrycznej.
IX.4.1.4.
URDO zawiera z APK S.A. umowę dystrybucyjną przed rozwiązaniem umowy
kompleksowej lub zakończeniem obowiązywania istniejącej umowy dystrybucyjnej
zawartej z APK S.A. Umowa dystrybucyjna pomiędzy URDO a APK S.A. powinna zostać
zawarta przed zgłoszeniem do APK S.A. przez Sprzedawcę powiadomienia, o którym
mowa w pkt. IX.6.1.1. IRiESD.
IX.4.1.5.
Przy kaŜdej zmianie przez odbiorcę Sprzedawcy, dokonywany jest przez APK S.A.
odczyt wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego. Ustalenie wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego na dzień zmiany Sprzedawcy, dokonywane jest na
podstawie odczytu układu pomiarowo-rozliczeniowego dokonanego zdalnie lub odczytu
układu przez przedstawicieli APK S.A., wykonanego maksymalnie z pięciodniowym
wyprzedzeniem lub opóźnieniem.
Dla odbiorców przyłączonych do sieci APK S.A. na niskim napięciu, APK S.A. moŜe
ustalić wskazania układu pomiarowo-rozliczeniowego na dzień zmiany Sprzedawcy
równieŜ na podstawie ostatniego posiadanego odczytu, jednak nie starszego niŜ 6
miesięcy, przeliczonego na dzień zmiany Sprzedawcy na podstawie przyznanego profilu
lub średniodobowego zuŜycia energii w ostatnim okresie rozliczeniowym, za który APK
S.A. posiada odczytane wskazania.
IX.4.1.6.
Zmiana Sprzedawcy tj. wejście w Ŝycie nowej umowy sprzedaŜy zawartej pomiędzy
URDO a Sprzedawcą, dokonywana jest w pierwszym dniu miesiąca kalendarzowego
następującego po miesiącu, w którym APK S.A. otrzymał powiadomienie zawarcia
umowy sprzedaŜy z nowym Sprzedawcą i dokonał pozytywnej weryfikacji tego
66/111
IRiESD
powiadomienia, z uwzględnieniem zapisów obowiązujących umów dystrybucyjnych oraz
przy zachowaniu terminów, o których mowa w pkt. IX.6.1.2. IRiESD.
IX.4.1.7.
Odbiorca moŜe mieć dla jednego PPE zawartą dowolną ilość umów sprzedaŜy energii
elektrycznej. W umowie dystrybucyjnej zawartej z APK S.A. odbiorca wskazuje jednak
tylko jednego ze swoich Sprzedawców, tzw. Sprzedawcę podstawowego. Powiadomienia,
o którym mowa w pkt. IX.6.1.1. IRiESD dokonuje wyłącznie Sprzedawca podstawowy.
Energia elektryczna zmierzona w PPE odbiorcy, będzie wykazywana na odpowiednie
MB POB wskazanego w umowie dystrybucyjnej zawartej z APK S.A. przez Sprzedawcę
podstawowego.
IX.4.2.
Procedura zmiany sprzedawcy przez odbiorcę
IX.4.2.1.
Warunkiem koniecznym umoŜliwiającym zmianę Sprzedawcy przez odbiorcę jest
istnienie umowy dystrybucyjnej zawartej pomiędzy APK S.A. a odbiorcą oraz spełnienie
wymagań określonych w pkt. IX.4.1.
IX.4.2.2.
Odbiorca dokonuje wyboru Sprzedawcy i zawiera z nim umowę sprzedaŜy.
IX.4.2.3.
Odbiorca wypowiada dotychczasową umowę sprzedaŜy albo umowę kompleksową lub
upowaŜnia nowego Sprzedawcę do dokonania wypowiedzenia.
IX.4.2.4.
Nowy Sprzedawca w imieniu własnym i odbiorcy (jeŜeli posiada pełnomocnictwo
odbiorcy), powiadamia APK S.A. (na zasadach opisanych w pkt. IX.6.1. IRiESD) oraz
dotychczasowego Sprzedawcę, o fakcie zawarcia umowy sprzedaŜy z odbiorcą.
IX.4.2.5.
APK S.A. w terminie do 5 dni roboczych od dnia zakończenia przyjmowania
powiadomień, o którym mowa w pkt. IX.6.1.2. IRiESD, dokonuje ich weryfikacji,
zgodnie z zapisami rozdziału IX.6. IRiESD. APK S.A. informuje nowego Sprzedawcę o
wyniku przeprowadzonej weryfikacji, zgodnie z pkt. IX.6.2. IRiESD.
IX.4.2.6.
W przypadku pozytywnej weryfikacji, o której mowa w pkt. IX.4.2.5., dla
dotychczasowego Sprzedawcy, APK S.A. zaprzestaje realizację umowy z ostatnim dniem
miesiąca kalendarzowego, w którym nastąpiło powiadomienie, o którym mowa w pkt.
IX.4.2.4., świadczenia usług dystrybucyjnych umoŜliwiających realizację umowy
sprzedaŜy zawartej pomiędzy odbiorcą i dotychczasowym Sprzedawcą.
Z pierwszym dniem następnego miesiąca kalendarzowego, APK S.A. umoŜliwia
realizację umowy sprzedaŜy zawartej pomiędzy odbiorcą i nowym Sprzedawcą.
IX.4.2.7.
Uregulowania zawarte w pkt. IX.4.2.5 i pkt IX.4.2.6 mają równieŜ zastosowanie w
przypadku zaprzestawania sprzedaŜy energii elektrycznej przez obecnego sprzedawcę do
odbiorcy URDn, z którym miał zawartą umowę za wyjątkiem przypadków, o których
mowa w pkt. II.3.2.1.
IX.4.3.
Zasady udzielania informacji i obsługi odbiorców
IX.4.3.1.
APK S.A. udziela informacji uŜytkownikom systemu oraz podmiotom ubiegającym się o
przyłączenie do sieci na temat świadczonych usług dystrybucyjnych oraz zasad i procedur
zmiany Sprzedawcy.
IX.4.3.2.
Informacje ogólne udostępnione są przez APK S.A.:
a) w IRiESD opublikowanej na stronach internetowych APK S.A.,
b) osobiście w siedzibie APK S.A.,
67/111
IRiESD
c) telefonicznie pod numerami telefonów zamieszczonymi na stronie internetowej
APK S.A.
IX.4.3.3.
Informacje szczegółowe udzielane są na zapytanie odbiorcy złoŜone pisemnie
następującymi drogami:
a) osobiście w APK S.A.,
c) listownie na adres APK S.A.,
d) pocztą elektroniczną,
e) faksem.
Adresy do korespondencji, adresy Emila oraz numery faksu, o których mowa
powyŜej, zamieszczone są na stronie internetowej osobiście.
IX.4.3.4.
APK S.A. informuje odbiorców o warunkach zmiany Sprzedawcy, a w szczególności o:
a) uwarunkowaniach formalno-prawnych,
b) procedurze zmiany Sprzedawcy,
c) wymaganych umowach,
f) prawach i obowiązkach podmiotów korzystających z prawa wyboru Sprzedawcy,
g) procedurach powiadamiania o zawartych umowach sprzedaŜy oraz weryfikacji
powiadomień,
h) zasadach ustanawiania i zmiany podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie
handlowe,
i) warunkach świadczenia usług dystrybucyjnych.
IX.4.3.4.
Arctic Paper Kostrzyn SA udziela odpowiedzi na zapytanie złoŜone przez odbiorcę w
formie pisemnej lub w formie elektronicznej w terminie do 14 dni od daty wpłynięcia
zapytania do Arctic Paper Kostrzyn SA.
IX.5.
ZASADY BILANSOWANIA HANDLOWEGO W OBSZARZE RYNKU
DETALICZNEGO
IX.5.1.
Procedura ustanawiania i zmiany podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe
(POB) przebiega zgodnie z zapisami pkt. IX IRiESD oraz IRiESP-Bilansowanie.
POB jest ustanawiany przez:
a) Sprzedawcę, który zamierza sprzedawać energię elektryczną URD typu odbiorca
(URDO), przyłączonemu do sieci dystrybucyjnej APK S.A.,
b) URD typu wytwórca (URDW), przyłączonego do sieci dystrybucyjnej APK S.A..
IX.5.2.
Proces zmiany POB odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe Sprzedawcy lub URDW,
jest realizowany według następującej procedury:
1)
Sprzedawca lub URDW powiadamia APK S.A., na formularzu zgodnym ze wzorem
zawartym w umowie dystrybucji, o planowanym przejęciu odpowiedzialności za
bilansowanie handlowe tego Sprzedawcy lub URDW przez nowego POB; formularz
ten powinien zostać podpisany zarówno przez nowego POB jak i Sprzedawcę lub
URDW,
2)
APK S.A. dokonuje weryfikacji poprawności wypełnienia powiadomienia w ciągu
5 dni roboczych po jego otrzymaniu, pod względem poprawności i zgodności
z zawartymi umowami dystrybucyjnymi,
3)
APK S.A., w przypadku pozytywnej weryfikacji:
a) informuje dotychczasowego POB o dacie, w której przestaje pełnić funkcję POB oraz
dokonuje aktualizacji stosownych postanowień umowy dystrybucyjnej z tym POB,
b) informuje Sprzedawcę lub URDW oraz nowego POB o dacie, w której następuje
zmiana POB,
68/111
IRiESD
c) przyporządkowuje w swoich systemach informatycznych obsługi rynku energii PPE
URDO posiadających umowę sprzedaŜy ze Sprzedawcą lub miejsca dostarczania
URDW do MB,
4)
APK S.A., w przypadku negatywnej weryfikacji zgłoszenia, o którym mowa w
ppkt. 1), informuje nowego POB oraz Sprzedawcę lub URDW o przyczynach
negatywnej weryfikacji.
IX.5.3.
Zmiana podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe moŜe nastąpić z pierwszym
dniem miesiąca, następującego po dacie pozytywnej weryfikacji zgłoszenia, o której mowa
w pkt. IX.5.2. ppkt 2), jednak nie wcześniej niŜ po 10 dniach kalendarzowych od powyŜszej
daty, z zastrzeŜeniem pkt. IX.5.5.
IX.5.4.
Z dniem zmiany POB, APK S.A. przeprowadza zmiany w strukturze obiektowej i
podmiotowej Rynku Detalicznego, które obejmują POB przekazującego odpowiedzialność
za bilansowanie handlowe (dotychczasowy POB) i POB przejmującego tą odpowiedzialność
(nowy POB), z uwzględnieniem, Ŝe:
a) kaŜdy PPE danego URD powinien być przyporządkowany tylko do jednego MDD,
b) kaŜdy MDD powinien być przyporządkowany tylko do jednego MB,
c) URDW mogą być bilansowani handlowo tylko w MBW,
d) URDO mogą być bilansowani handlowo tylko w MBO.
IX.5.5.
JeŜeli APK S.A. otrzyma powiadomienie, o którym mowa w pkt. IX.5.2, od Sprzedawcy lub
URDW przed datą nadania i uaktywnienia na Rynku Bilansującym, zgodnie z zasadami
określonymi w IRiESP, MB nowego POB w sieci dystrybucyjnej APK S.A., wówczas
weryfikacja powiadomienia o zmianie POB jest negatywna.
IX.5.6.
W przypadku, gdy POB wskazany przez Sprzedawcę lub URDW jako odpowiedzialny za
jego bilansowanie handlowe, zawiesi albo zaprzestanie niezaleŜnie od przyczyny
działalności na Rynku Bilansującym, wówczas odpowiedzialność za bilansowanie handlowe
przechodzi ze skutkiem od dnia odpowiednio zawieszenia lub zaprzestania tej działalności
przez dotychczasowego POB na nowego POB wskazanego przez Sprzedawcę rezerwowego
dla URDO lub na APK S.A. w przypadku utraty POB przez URDW. Jednocześnie z tym
dniem sprzedaŜ energii elektrycznej do URDO przejmuje sprzedawca rezerwowy.
IX.5.7.
JeŜeli sprzedaŜy energii elektrycznej URDO, w przypadku, o którym mowa w pkt. IX.5.6.,
nie przejmie sprzedawca rezerwowy lub URDO utraci sprzedawcę rezerwowego albo
sprzedawca rezerwowy utraci wskazanego przez siebie POB jako odpowiedzialnego za
bilansowanie handlowe, wówczas URDO traci sprzedawcę rezerwowego. W takim
przypadku URDO nie posiada waŜnej umowy sprzedaŜy i APK S.A. ma prawo do
wstrzymania dostarczania energii elektrycznej URDO, bez ponoszenia przez APK S.A.
odpowiedzialności z tego tytułu. Energia elektryczna pobrana przez URDO w okresie
poprzedzającym wstrzymanie dostarczania energii elektrycznej, będzie rozliczona po cenie
stanowiącej pięciokrotność ceny energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt. 18)
lit. b) ustawy Prawo energetyczne.
IX.5.8.
JeŜeli URDW utraci wskazany przez siebie podmiot odpowiedzialny za jego bilansowanie
handlowe, wówczas URDW, w porozumieniu z APK S.A., winien zaprzestać wprowadzania
energii elektrycznej do sieci dystrybucyjnej APK S.A., a APK S.A. ma prawo do wyłączenia
tego URDW, bez ponoszenia przez APK S.A. odpowiedzialności z tego tytułu. Sposób i
zasady rozliczenia energii niezbilansowania w okresie poprzedzającym zaprzestanie
wprowadzenia energii elektrycznej do sieci dystrybucyjnej, określone są w umowie
dystrybucyjnej zawartej pomiędzy APK S.A. a URDW.
IX.5.9.
APK S.A. niezwłocznie po uzyskaniu od OSP informacji o planowanym zaprzestaniu
działalności na Rynku Bilansującym przez POB powiadamia Sprzedawcę lub URDW, którzy
wskazali tego POB jako odpowiedzialnego za ich bilansowanie handlowe, o braku
69/111
IRiESD
moŜliwości bilansowania handlowego przez wskazanego POB. W takim przypadku
Sprzedawca lub URDW jest zobowiązany do zmiany POB. Zmiana ta musi nastąpić przed
ww. terminem planowanego zaprzestania działalności na RB przez dotychczasowego POB, z
zachowaniem postanowień niniejszego rozdziału. W przeciwnym wypadku moŜe nastąpić
wstrzymanie przez APK S.A. realizacji umów sprzedaŜy tego Sprzedawcy lub URDW, na
zasadach opisanych odpowiednio w pkt. IX.5.7 i IX.5.8.
IX.5.10. POB odpowiedzialny za bilansowanie Sprzedawcy lub URDW jest zobowiązany do
natychmiastowego skutecznego poinformowania APK S.A. i Sprzedawcy lub URDW, który
go wskazał, o zaprzestaniu działalności na RB.
IX.5.11. Zaprzestanie działalności przez Sprzedawcę lub wskazanego przez Sprzedawcę lub URDW
POB, skutkuje jednoczesnym wstrzymaniem realizacji umów sprzedaŜy energii tego
Sprzedawcy lub URDW i zaprzestaniem bilansowania handlowego tego Sprzedawcy lub
URDW przez POB na obszarze działania APK S.A.
IX.6.
PROCEDURA
SPRZEDAśY
POWIADAMIANIA
IX.6.1.
OGÓLNE ZASADY POWIADAMIANIA
O
ZAWARTYCH
UMOWACH
IX.6.1.1. Sprzedawca jako jedna ze stron umowy sprzedaŜy, zgłasza do APK S.A. w formie
powiadomienia, w imieniu własnym i URDO, informacje o zawartej umowie sprzedaŜy
energii elektrycznej.
APK S.A. przyjmuje powyŜsze powiadomienia o zawartych umowach sprzedaŜy w formie
pisemnej.
IX.6.1.2. APK S.A. przyjmuje powiadomienia, o których mowa w pkt. IX.6.1.1., od pierwszego do
dziesiątego dnia kaŜdego miesiąca. Powiadomienia dokonuje się na formularzu określonym
przez APK S.A., zgodnie z procedurą określoną w niniejszym rozdziale. Przyjmowane w
danym miesiącu powiadomienia dotyczą umów sprzedaŜy, których realizacja ma się
rozpocząć w miesiącu następnym.
IX.6.1.3. Zawartość formularza powiadomienia, o którym mowa w pkt. IX.6.1.2., określa
Załącznik nr 3 do IRiESD. Do powiadomienia naleŜy dołączyć pełnomocnictwo do
reprezentowania URDO przez Sprzedawcę.
IX.6.1.4. Proces zmiany Sprzedawcy, o którym mowa w rozdziale IX.4., rozpoczyna się od momentu
zakończenia przyjmowania przez APK S.A. powiadomień, o których mowa w pkt. IX.6.1.1.,
zgodnie z terminem o którym mowa w pkt. IX.6.1.2.
IX.6.1.5. Powiadomienia, które wpłynęły, do APK S.A. poza okresem czasowym określonym w
pkt. IX.6.1.2., będą traktowane jako powiadomienia, które wpłynęły w terminie czasowym
następnego miesiąca.
IX.6.1.6. Strony umowy sprzedaŜy są zobowiązane do informowania APK S.A. o zmianach
dokonanych w ww. umowie, w zakresie danych określonych w załączniku, o którym mowa
w pkt. IX.6.1.3. Powiadomienia naleŜy dokonać zgodnie z pkt. IX.6.1.1. na formularzu
określonym przez APK S.A., z co najmniej 14-sto dniowym wyprzedzeniem.
70/111
IX.6.2.
IRiESD
WERYFIKACJA POWIADOMIEŃ
IX.6.2.1. APK S.A. dokonuje weryfikacji otrzymanych powiadomień o zawartych umowach
sprzedaŜy, pod względem ich kompletności i zgodności z umowami, o których mowa w pkt.
IX.1.4.3., w zakresie określonym w pkt. IX.6.1.3., w terminie do pięciu dni roboczych od
zakończenia przyjmowania powiadomień, o którym mowa w pkt. IX.6.1.2.
IX.6.2.2. APK S.A. przekazuje do Sprzedawcy informację o pozytywnym lub negatywnym wyniku
przeprowadzonej weryfikacji w formie pisemnej w terminie do 14 dni roboczych.
IX.6.2.3. Ponowne rozpatrzenie zgłoszenia, w przypadku weryfikacji negatywnej, wymaga zgłoszenia
umowy sprzedaŜy zgodnie z pkt. IX.6.1.1.
IX.6.2.4. W przypadku pozytywnej weryfikacji powiadomienia o zawartej umowie sprzedaŜy, o której
mowa w pkt. IX.6.1.1., APK S.A. przystępuje do konfiguracji PPE lub PDE naleŜących do
URDO oraz do MDD wchodzącego w skład MB POB wskazanego przez Sprzedawcę tego
URDO.
IX.7.
ZASADY WYZNACZANIA
PROFILI ZUśYCIA
I
PRZYDZIELANIA
STANDARDOWYCH
IX.7.1.
APK S.A. wyznacza standardowe profile zuŜycia energii elektrycznej na podstawie
pomierzonych zmienności obciąŜeń dobowych odbiorców kontrolnych objętych pomiarami
zmienności obciąŜenia, wytypowanych przez APK S.A. spośród odbiorców przyłączonych
do sieci dystrybucyjnej o mocy umownej niewiększej niŜ 40 kW, przy zastosowaniu technik
statystyki matematycznej.
IX.7.2.
APK S.A. przydziela standardowy profil zuŜycia dla URD typu odbiorca o mocy umownej
nie większej niŜ 40 kW, których układy pomiarowo-rozliczeniowe nie pozwalają na
rejestrację profilu zuŜycia w okresach uśredniania ustalonych przez APK S.A.. APK S.A.
przydziela odpowiedni, standardowy profil zuŜycia spośród profili określonych w
Załączniku nr 5 do IRiESD, w oparciu o grupę taryfową usług dystrybucyjnych
świadczonych przez APK S.A., do której dany URDO jest zakwalifikowany.
IX.7.3.
Przydzielony URDO standardowy profil zuŜycia, jest przyjmowany przez:
a) URB – do prowadzenia bilansowania handlowego, zgodnie z zapisami IRiESP,
b) Sprzedawców – do określania niezbilansowania energii elektrycznej oraz jego
rozliczania.
Planowana do pobrania przez URDO ilość dostaw energii elektrycznej w okresie
rozliczeniowym ustalonym przez APK S.A. jest określana w powiadomieniach o zwartej
umowie sprzedaŜy.
IX.7.4.
APK S.A. po pozyskaniu wszystkich danych pomiarowych URDO, na podstawie
standardowych profili zuŜycia przydzielonych poszczególnym URDO oraz algorytmów
opisanych w pkt. IX.7.5., wyznacza dla kaŜdej godziny h, sumaryczną ilość energii
elektrycznej pobranej przez wszystkich URDO, dla których dany Sprzedawca prowadzi
sprzedaŜ energii elektrycznej.
IX.7.5. Sumaryczna ilość energii elektrycznej E RZ
pobranej w godzinie h doby okresu
h
rozliczeniowego przez URDO, o których mowa w pkt. IX.7.2. i dla których dany Sprzedawca
sprzedaje energię elektryczną, wyznacza się wg zaleŜności:
T O w

 t , j, h • E RZ

E RZ
=
∑∑
h
t
,
j


t =1 j=1  S t , j

71/111
IRiESD
gdzie:
E RZ
h – sumaryczna ilość energii elektrycznej pobranej w godz. h doby okresu rozliczeniowego przez URDO, o
których mowa w pkt. IX.7.2. i dla których dany Sprzedawca sprzedaje energię elektryczną,
E
RZ
t , j – rzeczywista ilość energii elektrycznej dostarczona j-temu URDO w okresie rozliczeniowym,
St,j – suma współczynników wt,j,h w okresie rozliczeniowym,
wt,j,h – współczynnik określający wagę pobranej energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym,
O – ilość odbiorców w grupie taryfowej,
T – ilość grup taryfowych, w których URDO są rozliczani wg standardowego profilu zuŜycia.
przy czym:
I
S t , j = ∑ w t , j, h
i=k
gdzie:
k –
numer współczynnika określającego wagę pobranej energii elektrycznej w pierwszej godzinie okresu
rozliczeniowego dla profilu zuŜycia energii elektrycznej t - grupy taryfowej i j - URDO,
l –
numer współczynnika określającego wagę pobranej energii elektrycznej w ostatniej godzinie okresu
rozliczeniowego dla profilu zuŜycia energii elektrycznej t - grupy taryfowej i j - URDO.
IX.7.6.
Rzeczywista ilość dostaw energii elektrycznej w godz. h jest wyznaczana na podstawie
pomiarów przepływów energii elektrycznej w PMDD oraz w razie potrzeby z
wykorzystaniem algorytmów wyznaczania ilości energii elektrycznej w poszczególnych
PMDD.
IX.7.7.
Dla celów wyznaczenia ilości dostaw energii elektrycznej zgodnie z pkt. IX.7.5., w dobie w
której następuje zmiana czasu z letniego na zimowy (doba trwa 25 godzin) w godz. 2a
przyjmuje się współczynniki określające wagę pobranej energii elektrycznej wt,j,h
przedstawione w profilu zuŜycia energii t - grupy taryfowej, j - URDO dla tej godziny.
IX.7.8.
W przypadku zmiany parametrów technicznych przyłącza, końcowego przeznaczenia energii
elektrycznej lub przewidywanego rocznego zuŜycia energii elektrycznej, URDO, o których
mowa w pkt. IX.7.2., są zobowiązani do powiadomienia APK S.A. o tym fakcie. Wówczas
APK S.A. dokonuje weryfikacji przydzielonego profilu.
IX.8.
POSTĘPOWANIE REKLAMACYJNE
IX.8.1.
IX.8.2.
IX.8.3.
IX.8.4.
Niniejszy rozdział określa procedury postępowania i rozstrzygania reklamacji w zakresie
objętym niniejszą IRiESD APK S.A.
Reklamacje podmiotów powinny być zgłaszane w formie pisemnej, z zastrzeŜeniem, Ŝe
reklamacje w zakresie danych pomiarowych powinny być zgłaszane w terminie nie
dłuŜszym niŜ 14 dni od dnia zaistnienia okoliczności stanowiących podstawę reklamacji
lub skargi.
Reklamacje powinny być przesyłane do Arctic Paper Kostrzyn SA na adres:
Kostrzyn nad Odrą
ul. Fabryczna 1
Skierowanie przez podmiot reklamacji do APK S.A. powinno zawierać w szczególności:
a) dane adresowe podmiotu;
b) datę zaistnienia oraz dokładny opis i przyczynę okoliczności stanowiących podstawę
reklamacji wraz z uzasadnieniem;
c) zgłoszone Ŝądanie oraz, o ile to moŜliwe,
d) dokumenty uzasadniające Ŝądanie.
72/111
IRiESD
APK S.A. rozstrzyga zgłoszoną reklamację w terminie nie dłuŜszym niŜ 14 dni od daty
otrzymania zgłoszenia reklamacji. Rozstrzygnięcie reklamacji jest przesyłane w formie
pisemnej wraz z uzasadnieniem.
JeŜeli rozstrzygnięcie reklamacji przez APK S.A. zgodnie z pkt. IX.8.5, w całości lub w
IX.8.6.
części nie jest satysfakcjonujące dla podmiotu zgłaszającego, to podmiot ten ma prawo w
terminie 14 dni od dnia otrzymania rozstrzygnięcia, wystąpić pisemnie do APK S.A. z
wnioskiem o ponowne rozstrzygnięcie reklamacji zawierającym:
a)
zakres nieuwzględnionego przez APK S.A. Ŝądania;
b)
uzasadnienie faktyczne zgłoszonego Ŝądania;
c)
dane przedstawicieli podmiotu, upowaŜnionych do prowadzenia negocjacji.
Wniosek o ponowne rozstrzygnięcie reklamacji powinien być przesłany na adres
wymieniony w pkt. IX.8.3.
APK S.A. rozstrzyga wniosek o ponowne rozpatrzenie reklamacji w terminie nie
IX.8.7.
przekraczającym 60 dni od daty jego otrzymania. APK S.A. rozpatruje przedmiotowy
wniosek po przeprowadzeniu negocjacji z upowaŜnionymi przedstawicielami podmiotu
zgłaszającego reklamację i moŜe ją uwzględnić w całości lub w części lub podtrzymać
swoje wcześniejsze stanowisko. APK S.A. przesyła rozstrzygnięcie wniosku w formie
pisemnej.
JeŜeli reklamacje prowadzące do sporu pomiędzy APK S.A. a podmiotem zgłaszającym
IX.8.8.
Ŝądanie nie zostaną uwzględnione w trakcie opisanego powyŜej postępowania
reklamacyjnego, strony sporu mogą zgłosić spór do rozstrzygnięcia przez sąd, zgodnie z
postanowieniami określonymi w stosownej umowie zawartej pomiędzy APK S.A. a
podmiotem składającym reklamację.
Skierowanie sprawy do rozstrzygnięcia zgodnie z zapisami umowy, o której mowa w pkt.
IX.8.9.
IX.8.8., musi być poprzedzone procedurą reklamacyjną zgodnie z powyŜszymi
postanowieniami.
Zgłoszenie reklamacji, wystąpienie lub istnienie sporu objętego postępowaniem
IX.8.10.
reklamacyjnym nie zwalnia stron sporu z dotrzymania swoich zobowiązań wynikających z
IRiESD APK S.A.
IX.8.5.
IX.9.
ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI
IX.9.1.
APK S.A. identyfikuje ograniczenia systemowe ze względu na spełnienie wymagań
niezawodności dostaw energii elektrycznej siecią dystrybucyjną.
IX.9.2.
Ograniczenia systemowe są dzielone na:
a) ograniczenia źródeł wytwórczych,
b) ograniczenia sieciowe.
Ograniczenia źródeł wytwórczych obejmują restrykcje w pracy elektrowni spowodowane
przez:
a) parametry techniczne poszczególnych jednostek wytwórczych,
c) przyczyny technologiczne w elektrowni,
d) działanie siły wyŜszej przez okres jej trwania i likwidacji jej skutków,
e) realizację polityki energetycznej państwa.
IX.9.3.
IX.9.4.
Ograniczenia systemowe są identyfikowane w cyklach pokrywających się z planami
koordynacyjnymi oraz udostępniane w ramach planów koordynacyjnych dokonuje OSD.
IX.9.5.
APK S.A. przy planowaniu pracy sieci uwzględnia ograniczenia występujące w pracy sieci
przesyłowej, dystrybucyjnej sąsiednich OSD oraz zgłoszone przez wytwórców ograniczenia
73/111
IRiESD
dotyczące jednostek wytwórczych przyłączonych do jego sieci, mając na celu minimalizację
skutków tych ograniczeń.
IX.9.6.
W przypadku wystąpienia ograniczeń systemowych OSD prowadzi ruch sieci dystrybucyjnej
mając na uwadze zapewnienie bezpieczeństwa pracy KSE, dotrzymanie wymaganych
parametrów technicznych energii elektrycznej oraz minimalizację skutków ograniczeń w
dostawie energii elektrycznej.
IX.9.7.
W przypadku wystąpienia ograniczeń systemowych APK S.A. jako OSDn podejmuje
działania mające na celu ich likwidację lub zmniejszenie skutków ograniczeń występujących
w sieci dystrybucyjnej samodzielnie oraz we współpracy oraz innymi OSD.
W przypadku przekroczenia zidentyfikowanych ograniczeń systemowych spowodowanych
awariami w KSE i sieci OSD, OSDn wykonuje polecenia OSD w celu ich likwidację lub
zmniejszenie skutków ograniczeń występujących w sieci dystrybucyjnej.
IX.9.8.
74/111
IRiESD
X.
SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI
X.1.
OZNACZENIA SKRÓTÓW
ARNE
Automatyczna regulacja napięcia elektrowni
AWSCz
Automatyka wymuszania składowej czynnej, stosowana dla potrzeb zabezpieczeń
ziemnozwarciowych w sieciach skompensowanych
EAZ
Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa
FPP
Fizyczny Punkt Pomiarowy
IRiESD
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej Arctic Paper Kostrzyn SA
IRiESP
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej
JWCD
Jednostka wytwórcza centralnie dysponowana – jednostka wytwórcza przyłączona
do koordynowanej sieci 110 kV, podlegająca centralnemu dysponowaniu przez
OSP
JWCK
Jednostka wytwórcza centralnie koordynowana – jednostka wytwórcza, której praca
podlega koordynacji przez OSP
KSE
Krajowy System Elektroenergetyczny
Lokalna rezerwa wyłącznikowa
LRW
LSPR
Lokalny System Pomiarowo-Rozliczeniowy
MB
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego
MBO
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego, poprzez które jest
reprezentowany zbiór PDE naleŜących do URD typu odbiorca, reprezentujących
odbiory energii elektryczne
MBW
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego, poprzez które jest
reprezentowany zbiór PDE naleŜących do URD typu wytwórca, reprezentujących
źródła wytwarzania energii elektrycznej
MD
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej
MDD
Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego
PMDD
Fizyczne Profilowe Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego
Jednostka wytwórcza przyłączona do koordynowanej sieci 110 kV nie
nJWCD
podlegająca centralnemu dysponowaniu przez OSP
nN
Niskie napięcie
OR
Operator rynku
OSD
Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego
OSDp
Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego
dystrybucyjna posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową
sieć
OSDn
Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego
dystrybucyjna nie posiada bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową
sieć
OSP
Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego
75/111
IRiESD
PDE
Punkt Dostarczania Energii
POB
Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe
PPE
Punkt Poboru Energii
Pst
Wskaźnik krótkookresowego migotania światła, mierzony przez 10 minut
SCO
Samoczynne częstotliwościowe odciąŜanie
SN
Średnie napięcie
SPZ
Samoczynne ponowne załączanie
SZR
Samoczynne załączanie rezerwy
THD
Współczynnik
ze wzorem:
odkształcenia
napięcia
THD =
harmonicznymi,
40
zgodnie
∑ (U )
h =2
gdzie: h
obliczany
2
h
– rząd wyŜszej harmonicznej,
Uh – wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej.
URB
URD
URDn
Uczestnik Rynku Bilansującego
Uczestnik Rynku Detalicznego, którego sieci i urządzenia są przyłączone
do sieci OSDp
Uczestnik Rynku Detalicznego, którego sieci i urządzenia są przyłączone
do sieci OSDn
URDO
Uczestnik Rynku Detalicznego typu odbiorca
URDW
Uczestnik Rynku Detalicznego typu wytwórca
URE
Urząd Regulacji Energetyki
X.2.
POJĘCIA I DEFINICJE
Administrator pomiarów
Automatyczny układ
regulacji napięcia
elektrowni (ARNE)
Awaria sieciowa
Awaria w systemie
Bilansowanie handlowe
Jednostka organizacyjna APK S.A. odpowiedzialna za
pozyskiwanie, przetwarzanie oraz zarządzanie danymi pomiarowymi
za pomocą Lokalnego Systemu Pomiarowo-Rozliczeniowego,
a takŜe za eksploatację i rozwój tego systemu.
Układ automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej w węźle
wytwórczym.
Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie z ruchu
synchronicznego części KSE, która produkuje lub pobiera z sieci
energię elektryczną w ilości nie większej niŜ 5 % całkowitej bieŜącej
produkcji.
Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie z ruchu
synchronicznego części KSE, która produkuje lub pobiera z sieci
energię elektryczną w ilości, co najmniej 5 % całkowitej bieŜącej
produkcji.
Zgłaszanie
operatorowi
systemu
przesyłowego
elektroenergetycznego przez podmiot odpowiedzialny za
bilansowanie handlowe do realizacji umów sprzedaŜy energii
elektrycznej zawartych przez uŜytkowników systemu i prowadzenie
76/111
IRiESD
z nimi rozliczeń róŜnicy rzeczywistej ilości dostarczonej albo
pobranej energii elektrycznej i wielkości określonych w tych
umowach dla kaŜdego okresu rozliczeniowego.
Bilansowanie systemu
Działalność gospodarcza wykonywana przez operatora systemu
przesyłowego
elektroenergetycznego
lub
dystrybucyjnego
elektroenergetycznego w ramach świadczonych usług przesyłania
lub dystrybucji, polegająca na równowaŜeniu zapotrzebowania na
energię elektryczną z dostawami tej energii.
Centralny mechanizm
Prowadzony
przez
operatora
systemu
przesyłowego
bilansowania handlowego
elektroenergetycznego, w ramach bilansowania systemu, mechanizm
rozliczeń podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe,
z tytułu niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej albo
pobranej przez uŜytkowników systemu, dla których te podmioty
prowadzą bilansowanie handlowe.
Dane pomiarowe
Wielkości energii elektrycznej pozyskane z układów pomiaroworozliczeniowych
Dostawa energii elektrycznej Energia elektryczna wprowadzona do sieci dystrybucyjnej Arctic
Paper Kostrzyn SA lub pobrana z sieci dystrybucyjnej Arctic Paper
Kostrzyn SA.
Dystrybucja energii
Transport energii elektrycznej sieciami dystrybucyjnymi w celu jej
elektrycznej
dostarczania odbiorcom, z wyłączeniem sprzedaŜy energii
elektrycznej.
Dzień roboczy/doba robocza Okres od godziny 0:00 do godziny 24:00 kaŜdego dnia, który nie jest
sobotą lub dniem ustawowo wolnym od pracy.
Elektroenergetyczna
Automatyka, której celem jest wykrywanie zakłóceń w pracy
automatyka
systemu elektroenergetycznego lub jego elementach oraz
zabezpieczeniowa
podejmowanie działań mających na celu zminimalizowanie ich
skutków. EAZ dzielimy na automatykę eliminacyjną, prewencyjną
oraz restytucyjną
Fizyczne Miejsce
Miejsce Dostarczenia Energii Rynku Bilansującego, w którym jest
Dostarczenia Energii
realizowana fizyczna dostawa energii. Ilość energii elektrycznej
Rynku Bilansującego
dostarczonej w FMB jest wyznaczana na podstawie Fizycznych
(FMB)
Punktów Pomiarowych (FPP) oraz odpowiednich algorytmów
obliczeniowych.
Fizyczne Grafikowe
Punkt, w którym ilość energii elektrycznej dostarczonej albo
Miejsce Dostarczania
odebranej jest wyznaczana na podstawie wielkości energii
Energii Rynku
zarejestrowanej
przez urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe
Detalicznego (FMDD)
umoŜliwiające rejestrację danych godzinowych oraz odpowiednich
algorytmów obliczeniowych.
Fizyczne Profilowe
Punkt, w którym ilość energii elektrycznej dostarczonej albo
Miejsce Dostarczania
odebranej jest wyznaczana na podstawie wielkości energii
Energii Rynku
zarejestrowanej
przez urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe nie
Detalicznego (PMDD)
umoŜliwiające rejestracji danych godzinowych, standardowych
profili zuŜycia oraz odpowiednich algorytmów obliczeniowych
Fizyczny Punkt Pomiarowy
(FPP)
Punkt w sieci wyposaŜony w urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe
umoŜliwiające rejestrację danych godzinowych, w którym
dokonywany jest rzeczywisty pomiar przepływającej energii
elektrycznej w okresach uśredniania nie większych niŜ obowiązujące
77/111
Generacja
zdeterminowana
Grafik obciąŜeń
Grupy przyłączeniowe
IRiESD
w rozliczeniach na Rynku Bilansującym.
Wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach odnawialnych oraz
wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu z wytwarzaniem
ciepła, objęte obowiązkiem zakupu zgodnie z rozporządzeniem
Ministra Gospodarki, lub teŜ wytwarzanie energii elektrycznej
objętej długoterminowymi umowami sprzedaŜy energii elektrycznej.
Zbiór danych określających oddzielnie dla poszczególnych okresów
przyjętych do technicznego bilansowania systemu, zawierający
ilości energii elektrycznej planowane do wprowadzenia do sieci lub
do poboru z sieci.
Grupy podmiotów przyłączanych do sieci w podziale na:
a)
grupa I – przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym
wyŜszym niŜ 110 kV,
b) grupa II – przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym
110 kV;
c) grupa III – przyłączane bezpośrednio do sieci, o napięciu
znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, lecz niŜszym niŜ 110 kV;
d) grupa IV – przyłączane bezpośrednio do sieci, o napięciu
znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy przyłączeniowej
większej niŜ 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia
przedlicznikowego w torze prądowym większym niŜ 63 A,
e) grupa V – przyłączane bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej, o
napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy
przyłączeniowej nie większej niŜ 40 kW i prądzie znamionowym
zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niŜ 63 A;
f) grupa VI – przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które
będzie na zasadach określonych w umowie o przyłączenie zastąpione
przyłączem docelowym lub podmioty przyłączane do sieci na czas
określony, lecz nie dłuŜszy niŜ rok.
Instalacje
Jednostka grafikowa
Jednostka wytwórcza
Krajowy System
Elektroenergetyczny
Linia bezpośrednia
Łącze niezaleŜne
Urządzenia z układami połączeń między nimi.
Zbiór miejsc dostarczania energii rynku bilansującego.
Wyodrębniony zespół urządzeń naleŜących do przedsiębiorstwa
energetycznego lub odbiorcy, słuŜący do wytwarzania energii
elektrycznej i wyprowadzania mocy, opisany poprzez dane
techniczne i handlowe. Jednostka wytwórcza obejmuje, zatem takŜe
transformatory blokowe oraz linie blokowe wraz z łącznikami w
miejscu przyłączenia jednostki do sieci.
System elektroenergetyczny na terenie Polski.
Linia
elektroenergetyczna
łącząca
wydzieloną
jednostkę
wytwarzania energii elektrycznej bezpośrednio z odbiorcą lub linia
elektroenergetyczna łączącą jednostkę wytwarzania energii
elektrycznej przedsiębiorstwa energetycznego z instalacjami
naleŜącymi do tego przedsiębiorstwa albo instalacjami naleŜącymi
do przedsiębiorstw od niego zaleŜnych.
Łącze przeznaczone wyłącznie dla potrzeb EAZ, słuŜące do
realizacji pracy współbieŜnej zabezpieczeń lub przesyłania sygnału
bezwarunkowego wyłączenia drugiego końca linii. Łącze moŜe być
realizowane jako dedykowane włókna światłowodów, w których
pozostałe
włókna
słuŜą
realizacji
innych
funkcji
78/111
IRiESD
telekomunikacyjnych.
Mechanizm bieŜącego bilansowania zapotrzebowania na energię
elektryczną
i
wytwarzania
tej
energii
w
systemie
elektroenergetycznym.
Miejsce dostarczania energii Punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza
elektrycznej
energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie, w umowie
o świadczenie usług dystrybucji, w umowie sprzedaŜy energii
elektrycznej albo umowie kompleksowej.
Miejsce dostarczania energii Określany przez OSP punkt w sieci objętej obszarem Rynku
rynku bilansującego (MB)
Bilansującego reprezentujący pojedynczy węzeł albo grupę węzłów
w sieci, lub umowny punkt „ponad siecią”, w którym następuje
przekazanie energii pomiędzy Uczestnikiem Rynku Bilansującego a
Rynkiem Bilansującym.
Miejsce Dostarczania Energii Określony przez Arctic Paper Kostrzyn SA punkt w sieci
Rynku Detalicznego (MDD) dystrybucyjnej poza obszarem Rynku Bilansującego, w którym
następuje przekazanie energii pomiędzy Sprzedawcą lub POB a
URD
Miejsce przyłączenia
Punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią.
Mikroźródło
Generator energii elektrycznej niezaleŜnie od źródła energii
pierwotnej, zainstalowany na stałe wraz z układami zabezpieczeń,
przyłączony jednofazowo lub wielofazowo do sieci niskiego
napięcia, o prądzie znamionowym nie większym niŜ 16 A.
Moc dyspozycyjna
Moc osiągalna pomniejszona o ubytki na remonty planowe, ubytki
okresowe, eksploatacyjne i losowe.
Potwierdzona testami największa moc trwała jednostki wytwórczej
Moc osiągalna
lub wytwórcy, przy znamionowych warunkach pracy, utrzymywana:
a) przez wytwórcę cieplnego w sposób ciągły przez przynajmniej 15
godzin,
b) przez wytwórcę wodnego przepływowego w sposób ciągły przez
przynajmniej 5 godzin,
c) przez wytwórcę szczytowo-pompowego w sposób ciągły przez
okres zaleŜny od pojemności zbiornika górnego.
Dla farmy wiatrowej przyjmuje się, Ŝe moc osiągalna jest równa
mocy znamionowej lub niŜszej, gdy testy wykaŜą, Ŝe nawet w
korzystnych warunkach wiatrowych moc znamionowa farmy
wiatrowej nie jest osiągana.
Moc przyłączeniowa
Moc czynna planowana do pobierania lub wprowadzania do sieci,
określoną w umowie o przyłączenie do sieci jako wartość
maksymalną wyznaczaną w ciągu kaŜdej godziny okresu
rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy w okresach 15minutowych, słuŜącą do zaprojektowania przyłącza.
Moc umowna
Moc czynna, pobierana lub wprowadzana do sieci, określona w:
a) umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii
elektrycznej, umowie sprzedaŜy energii elektrycznej albo
umowie kompleksowej, jako wartość maksymalna, wyznaczona
w ciągu kaŜdej godziny okresu rozliczeniowego ze średnich
wartości tej mocy rejestrowanych w okresach 15-minutowych;
albo
b) umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej
zawieranej pomiędzy operatorem systemu przesyłowego
elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego
elektroenergetycznego, jako średnią z maksymalnych łącznych
Mechanizm bilansujący
79/111
NaleŜyta staranność
Napięcie znamionowe
Napięcie deklarowane
Nielegalne pobieranie
energii elektrycznej
Niezbilansowanie
Normalny układ pracy
sieci
Normalne warunki pracy
sieci
Obrót energią elektryczną
Obszar OSD
IRiESD
średniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu
dystrybucyjnego
elektroenergetycznego
w
miejscach
dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej będących
miejscami przyłączenia sieci dystrybucyjnej do sieci
przesyłowej, wyznaczoną na podstawie wskazań układów
pomiarowo-rozliczeniowych, albo;
c) umowie o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej
zawieranej pomiędzy operatorem systemu przesyłowego
elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego
elektroenergetycznego, dla miejscach dostarczania energii
elektrycznej nie będących miejscami przyłączenia sieci
dystrybucyjnej elektroenergetycznej do sieci przesyłowej
elektroenergetycznej, jako wartość maksymalną ze średnich
wartości tej mocy w okresie godziny.
Wykonywanie czynności ruchowych oraz prac eksploatacyjnych w
obiektach, instalacjach i urządzeniach elektroenergetycznych, w
terminach i zakresach zgodnych z obowiązującymi przepisami i
instrukcjami w tym Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci
Dystrybucyjnej, z uwzględnieniem zasad efektywności i
racjonalizacji kosztów, prowadzących do zachowania wymaganej
niezawodności, jakości dostaw i dotrzymywanie ustaleń
wynikających z zawartych umów.
Wartość skuteczna napięcia określająca i identyfikująca sieć
elektroenergetyczną.
Wartość napięcia zasilającego uzgodniona miedzy OSD i odbiorcą –
wartość ta jest zwykle zgodna z napięciem znamionowym.
Pobieranie energii elektrycznej bez zawarcia umowy, z całkowitym
albo częściowym pominięciem układu pomiarowo-rozliczeniowego
lub poprzez ingerencję w ten układ mającą wpływ na zafałszowanie
pomiarów dokonywanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy.
W przypadku odbiorcy – róŜnica pomiędzy rzeczywistym, a
planowanym poborem energii elektrycznej. W przypadku wytwórcy
– róŜnica pomiędzy planowaną, a rzeczywiście wprowadzoną do
sieci energią elektryczną.
Układ pracy sieci i przyłączonych źródeł wytwórczych,
zapewniający najkorzystniejsze warunki techniczne i ekonomiczne
transportu energii elektrycznej oraz spełnienie kryteriów
niezawodności pracy sieci i jakości energii elektrycznej dostarczanej
uŜytkownikom sieci.
Stan pracy sieci, w którym pokryte jest zapotrzebowanie na moc,
obejmujący operacje łączeniowe i eliminację zaburzeń przez
automatyczny system zabezpieczeń, przy równoczesnym braku
wyjątkowych okoliczności spowodowanych:
a) wpływami zewnętrznymi takimi jak np.: niezgodność instalacji
lub urządzeń odbiorcy z odpowiednimi normami i przepisami,
b) czynnikami będącymi poza kontrolą OSD takimi jak np.:
wyjątkowe warunki atmosferyczne i klęski Ŝywiołowe, zakłócenia
spowodowane przez osoby trzecie, działania siły wyŜszej,
wprowadzenie ograniczeń mocy zgodnie z innymi przepisami.
Działalność gospodarcza polegająca na handlu hurtowym albo
detalicznym energią elektryczną.
Posiadana przez OSD sieć elektroenergetyczna na obszarze
80/111
IRiESD
określonym w koncesji na dystrybucję energii elektrycznej OSD, za
której ruch i eksploatację odpowiada OSD.
Obszar regulacyjny
Sieć elektroenergetyczna wraz z przyłączonymi do niej
urządzeniami do wytwarzania lub pobierania energii elektrycznej,
współpracujące na zasadach określonych w odrębnych przepisach,
zdolne do trwałego utrzymywania określonych parametrów
niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej
oraz spełniania warunków obowiązujących we współpracy z innymi
połączonymi systemami elektroenergetycznymi.
Obszar Rynku
Część systemu elektroenergetycznego, w której jest prowadzony
Bilansującego
hurtowy obrót energią elektryczną oraz w ramach, której OSP
równowaŜy bieŜące zapotrzebowanie na energię elektryczną z
dostawami tej energii w krajowym systemie elektroenergetycznym,
oraz zarządza ograniczeniami systemowymi i prowadzi wynikające z
tego rozliczenia, z podmiotami uczestniczącymi w Rynku
Bilansującym.
Odbiorca
KaŜdy, kto otrzymuje lub pobiera energię elektryczną na podstawie
umowy z przedsiębiorstwem energetycznym.
Odbiorca energii
Odbiorca końcowy dokonujący zakupu energii elektrycznej
elektrycznej w gospodarstwie wyłącznie w celu jej zuŜycia w gospodarstwie domowym.
domowym
Odbiorca końcowy
Odbiorca dokonujący zakupu energii elektrycznej na własny uŜytek.
Odłączenie od sieci
Trwałe rozdzielenie urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu
przyłączonego do sieci dystrybucyjnej, obejmujące m.in. trwały
demontaŜ elementów przyłącza..
Ograniczenia
Ograniczenia wynikające z technicznych warunków pracy jednostek
źródeł wytwórczych
wytwórczych
Ograniczenia sieciowe
Maksymalne dopuszczalne lub minimalnie niezbędne wytwarzanie
mocy w danym węźle, lub w danym obszarze, lub maksymalny
dopuszczalny przesył mocy przez dany przekrój sieciowy, w tym dla
wymiany międzysystemowej, z uwzględnieniem bieŜących
warunków eksploatacji KSE.
Operator
Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub operator
systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego lub operatora
systemu elektroenergetycznego połączonego.
Operator handlowy (OH)
Podmiot, który jest odpowiedzialny za dysponowanie Jednostką
Grafikową Uczestnika Rynku Bilansującego w zakresie handlowym.
Operator handlowoPodmiot, który jest odpowiedzialny za dysponowanie Jednostką
techniczny
Grafikową Uczestnika Rynku Bilansującego w zakresie handlowym
(OHT)
i technicznym.
Operator pomiarów
Podmiot odpowiedzialny za zbieranie, przetwarzanie i udostępnianie
danych pomiarowych oraz pomiarowo-rozliczeniowych energii
elektrycznej, a takŜe za utrzymanie i eksploatacje układów
pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych
Operator Systemu
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii
Przesyłowego
elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie
Elektroenergetycznego
przesyłowym elektroenergetycznym, bieŜące i długookresowe
bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację,
konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej,
81/111
Operator Systemu
Dystrybucyjnego
Elektroenergetycznego
Podmiot odpowiedzialny za
bilansowanie handlowe
Podmiot ubiegający się o
przyłączenie do sieci
(podmiot przyłączony do
sieci)
Procedura zmiany
sprzedawcy
Programy łączeniowe
Przedsiębiorstwo
energetyczne
Przerwa w dostarczaniu
planowana
Przerwa w dostarczaniu
nieplanowana
Przesyłanie – transport
Przyłącze
Punkt Dostarczania Energii
IRiESD
w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi.
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją energii
elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie
dystrybucyjnym elektroenergetycznym, bieŜące i długookresowe
bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację,
konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci
dystrybucyjnej, w tym połączeń z innymi systemami
elektroenergetycznymi.
Osoba fizyczna lub prawna uczestnicząca w centralnym
mechanizmie bilansowania handlowego na podstawie umowy z
Operatorem
systemu
przesyłowego
elektroenergetycznego,
zajmująca się bilansowaniem handlowym uŜytkowników systemu.
Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci swoich urządzeń,
instalacji lub sieci elektroenergetycznej (podmiot, którego
urządzenia, instalacje i sieci są przyłączone do sieci
elektroenergetycznej).
Zbiór działań zapoczątkowany w dniu złoŜenia przez Sprzedawcę
wniosku o zmianę Sprzedawcy, który w konsekwencji podjętych
przez OSD prac, doprowadza do zmiany Sprzedawcy przez
odbiorcę, lub w przypadku nie spełnienia warunków koniecznych i
niezbędnych do realizacji procedury, do przekazania odbiorcy oraz
nowemu Sprzedawcy informacji o przerwaniu procesu zmiany
Sprzedawcy wraz z podaniem przyczyn.
Procedury i czynności związane z operacjami łączeniowymi,
próbami napięciowymi, tworzeniem układów przejściowych oraz
włączeniami do systemu elektroenergetycznego nowych obiektów, a
takŜe po dłuŜszym postoju związanym z modernizacją lub
przebudową.
Podmiot prowadzący działalność gospodarczą w zakresie
wytwarzania, przesyłania, dystrybucji energii lub obrotu nią.
Przerwa wynikająca z programu prac eksploatacyjnych sieci
elektroenergetycznej; czas trwania tej przerwy jest liczony od
momentu otwarcia wyłącznika do czasu wznowienia dostarczania
Przerwa
spowodowana
wystąpieniem
awarii
w
sieci
elektroenergetycznej, przy czym czas trwania tej przerwy jest
liczony od momentu uzyskania przez przedsiębiorstwo energetyczne
zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej
informacji o jej wystąpieniu do czasu wznowienia dostarczania
Przesyłanie-transport energii elektrycznej sieciami przesyłowymi w
celu jej dostarczania do sieci dystrybucyjnych lub odbiorcom
końcowym przyłączonym do sieci przesyłowych, z wyłączeniem
sprzedaŜy energii.
Odcinek lub element sieci słuŜący do połączenia urządzeń, instalacji
lub sieci odbiorcy o wymaganej przez niego mocy przyłączeniowej z
siecią przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz tego
odbiorcy usługę przesyłania lub dystrybucji.
Miejsce przyłączenia URD do sieci dystrybucyjnej poza obszarem
82/111
Punkt Poboru Energii
Regulacyjne usługi
systemowe
Rejestrator zakłóceń
Rejestrator zdarzeń
Rezerwa mocy
Ruch próbny
Ruch sieciowy
IRiESD
Rynku Bilansującego, obejmujące jeden lub więcej fizycznych
punktów przyłączenia do sieci, dla których realizowany jest proces
bilansowania handlowego.
Punkt, w którym produkty energetyczne (energia, usługi przesyłowe,
moc, etc.) są mierzone przez urządzenia umoŜliwiające rejestrację
danych pomiarowych (okresowych lub godzinowych). Jest to
najmniejsza jednostka, dla której odbywa się zbilansowanie dostaw,
oraz dla której moŜe nastąpić zmiana Sprzedawcy.
Usługi świadczone przez podmioty na rzecz operatora systemu
przesyłowego, umoŜliwiające operatorowi systemu przesyłowego
świadczenie usług systemowych, niezbędne do prawidłowego
funkcjonowania KSE, zapewniające zachowanie określonych
wartości parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw
Rejestrator zapisujący przebiegi chwilowe napięć, prądów i
sygnałów logicznych.
Rejestrator zapisujący czasy wystąpienia i opisy znakowe zmian
stanów urządzeń pola, w którym jest zainstalowany, w tym układów
EAZ.
Niewykorzystana w danym okresie, zdolność jednostek
wytwórczych do wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej do
sieci.
Nieprzerwana praca urządzeń, instalacji lub sieci, przez okres, co
najmniej 72 godzin, z parametrami pracy określonymi przez
operatora systemu dystrybucyjnego.
Sterowanie pracą sieci
Rynek bilansujący
Mechanizm bieŜącego bilansowania zapotrzebowania na energię
elektryczną i wytwarzania tej energii w KSE.
Rynek detaliczny
Obszar sieci dystrybucyjnej zarządzanej przez Arctic Paper Kostrzyn
SA, która nie jest objęta obszarem rynku bilansującego.
Samoczynne
Samoczynne wyłączanie odbiorców w przypadku obniŜenia się
Częstotliwościowe odciąŜanie częstotliwości do określonej wielkości, spowodowanego deficytem
– SCO
mocy w systemie elektroenergetycznym.
Samoczynne ponowne
Automatyka elektroenergetyczna, której działanie polega na
załączanie - SPZ
samoczynnym podaniu impulsu załączającego wyłącznik linii po
upływie odpowiednio dobranego czasu, po przejściu tego
wyłącznika w stan otwarcia z powodu zadziałania zabezpieczenia.
Samoczynne załączanie
Automatyka elektroenergetyczna, której działanie polega na
rezerwy - SZR
samoczynnym przełączeniu odbiorców z zasilania ze źródła
podstawowego na zasilanie ze źródła rezerwowego, w przypadku
nadmiernego obniŜenia się napięcia lub zaniku napięcia.
Sieci
Instalacje połączone i współpracujące ze sobą, słuŜące do
przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, naleŜące do
przedsiębiorstwa energetycznego.
Sieć przesyłowa
Sieć dystrybucyjna
Sieć elektroenergetyczna najwyŜszych lub wysokich napięć, za
której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu
przesyłowego.
Sieć elektroenergetyczna wysokich, średnich i niskich napięć, za
której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu
83/111
IRiESD
dystrybucyjnego.
Sprzedawca
SprzedaŜ energii
elektrycznej
Standardowy profil zuŜycia
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą
polegającą na sprzedaŜy energii elektrycznej przez niego
wytworzonej lub przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące
działalność gospodarczą polegającą na obrocie energią elektryczną.
Bezpośrednia sprzedaŜ energii przez podmiot zajmujący się jej
wytwarzaniem lub odsprzedaŜ energii przez podmiot zajmujący się
jej obrotem.
Zbiór danych o przeciętnym zuŜyciu energii elektrycznej w
poszczególnych godzinach doby przez grupę odbiorców końcowych:
a) nieposiadających
urządzeń
pomiarowo-rozliczeniowych
umoŜliwiających rejestrację tych danych’
b) o zbliŜonej charakterystyce poboru energii elektrycznej;
Stan zagroŜenia KSE
Sterownik polowy
System elektroenergetyczny
System pomiaroworozliczeniowy
Średnie napięcie
Terminal polowy
Uczestnik Rynku
Detalicznego
Układ pomiaroworozliczeniowy
Układ pomiarowy
Układ pomiaroworozliczeniowy podstawowy
c) zlokalizowanych na obszarze działania danego operatora
systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego.
Warunki pracy, w których istnieje niebezpieczeństwo wystąpienia:
niestabilności systemu, podziału sieci przesyłowej lub ograniczenia
dostaw energii elektrycznej do odbiorców.
Terminal polowy, który posiada wbudowane przyciski lub ekran
dotykowy do sterowania łącznikami oraz umoŜliwia wizualizację
aktualnego stanu łączników w tym polu.
Sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone do nich urządzenia i
instalacje, współpracujące z siecią.
Infrastruktura techniczna i informatyczna słuŜąca do pozyskiwania i
transmisji danych pomiarowych bezpośrednio
z układu
pomiarowego.
Napięcie wyŜsze od 1 kV i niŜsze od 110 kV.
Mikroprocesorowe urządzenie posiadające przynajmniej jedno łącze
cyfrowe z systemem nadzoru (komputerem nadrzędnym), które
realizuje zadania w zakresie obsługi wydzielonego pola elementu
systemu elektroenergetycznego (linii, transformatora, łącznika szyn,
itp.) związane z EAZ eliminacyjną, prewencyjną lub restytucyjną
oraz dodatkowo w zakresie pomiarów wielkości elektrycznych,
sterowania łącznikami, rejestracji zdarzeń i zakłóceń, lokalizacji
miejsca zwarcia lub inne.
Podmiot, którego sieci, urządzenia lub instalacje są przyłączone do
sieci dystrybucyjnej Arctic Paper Kostrzyn SA nie objętej obszarem
rynku bilansującego oraz który zawarł umowę o świadczenie usług
dystrybucji energii elektrycznej z Arctic Paper Kostrzyn SA
Liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub pomiarowo-rozliczeniowe,
w szczególności: liczniki energii czynnej, liczniki energii biernej
oraz przekładniki prądowe i napięciowe, a takŜe układy połączeń
między nimi, słuŜące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów i
rozliczeń za tę energię.
Układ pomiarowo-rozliczeniowy podstawowy, Układ pomiaroworozliczeniowy rezerwowy lub Układ pomiarowy pomiarowokontrolny.
Układ pomiarowo-rozliczeniowy, którego wskazania stanowią
podstawę do rozliczeń ilościowych i wartościowych (finansowych)
84/111
Układ pomiaroworozliczeniowy rezerwowy
Układ pomiarowy
pomiarowo-kontrolny
Układ zabezpieczeniowy
Urządzenia
Usługi systemowe
Ustawa Prawo energetyczne
UŜytkownik systemu
Wirtualne Miejsce
Dostarczenia Energii
Rynku Bilansującego
(WMB)
Współczynnik
bezpieczeństwa przyrządu –
FS
Wstępne dane pomiarowe
Wyłączenie awaryjne
Wymiana
międzysystemowa
Wytwórca
Zabezpieczenia
Zabezpieczenie
IRiESD
mocy i energii elektrycznej.
Układ pomiarowo-rozliczeniowy, którego wskazania stanowią
podstawę do rozliczeń ilościowych i wartościowych (finansowych)
mocy i energii elektrycznej, w przypadku nieprawidłowego działania
układu pomiarowo-rozliczeniowego podstawowego.
Układ pomiarowy, którego wskazania stanowią podstawę do
monitorowania prawidłowości wskazań układów pomiaroworozliczeniowych poprzez porównywanie zmierzonych wielkości
i/lub bilansowanie obiektów elektroenergetycznych lub obszarów
sieci.
Zespół złoŜony z jednego lub kilku urządzeń zabezpieczeniowych i
innych urządzeń współpracujących przeznaczony do spełniania
jednej lub wielu określonych funkcji zabezpieczeniowych.
Urządzenia techniczne stosowane w procesach energetycznych.
Usługi niezbędne do prawidłowego funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego, zapewniające zachowanie określonych
parametrów niezawodnościowych dostarczania energii elektrycznej i
jej jakości.
Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. z
2006 r. Nr 89, poz. 625 wraz z późniejszymi zmianami).
Podmiot dostarczający energię elektryczną do systemu
elektroenergetycznego lub zaopatrywany z tego systemu,
Miejsce Dostarczenia Energii Rynku Bilansującego, w którym jest
realizowana dostawa energii niepowiązana bezpośrednio z
fizycznymi przepływami energii (punkt „ponad siecią”). Ilość
energii elektrycznej dostarczonej albo odebranej w WMB jest
wyznaczana na podstawie wielkości energii wynikających z Umów
SprzedaŜy Energii oraz odpowiednich algorytmów obliczeniowych.
Stosunek znamionowego prądu bezpiecznego przyrządu do
znamionowego prądu pierwotnego. Przy czym znamionowy prąd
bezpieczny przyrządu określa się jako wartość skuteczną
minimalnego prądu pierwotnego, przy którym błąd całkowity
przekładnika prądowego do pomiarów jest równy lub większy niŜ
10 % przy obciąŜeniu znamionowym.
Nie zweryfikowane dane pozyskane w trakcie okresu
rozliczeniowego z układów pomiarowych i pomiaroworozliczeniowych, nie słuŜące do rozliczeń, a pozyskane jedynie w
celu prowadzenia działalności operatorskiej przez OSD.
Wyłączenie urządzeń automatyczne lub ręczne, w przypadku
zagroŜenia bezpieczeństwa tego urządzenia lub innych urządzeń,
instalacji i sieci albo zagroŜenia bezpieczeństwa osób, mienia lub
środowiska.
Wymiana mocy i energii elektrycznej pomiędzy KSE i innymi
systemami elektroenergetycznymi.
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii
elektrycznej.
Część EAZ słuŜąca do wykrywania i lokalizacji zakłóceń oraz
wyłączenia elementów nimi dotkniętych. W pewnych przypadkach
zabezpieczenia mogą tylko sygnalizować powstanie zakłócenia i
jego miejsce.
Zabezpieczenie nadprądowe, którego nastawa prądowa jest
85/111
nadprądowe zwłoczne
Zabezpieczenie
nadprądowe zwarciowe
Zaprzestanie dostaw
Zarządzanie
ograniczeniami
systemowymi
IRiESD
zasadniczo odstrojona od prądów roboczych zabezpieczanego
urządzenia.
Zabezpieczenie nadprądowe, którego opóźnienie czasowe jest
mniejsze od 0,4 s, a nastawa prądowa wynika z oceny prądów
zwarciowych w otoczeniu miejsca jego zainstalowania z
pominięciem wpływu prądów roboczych.
Nie dostarczanie energii elektrycznej do przyłączonego obiektu z
powodu rozwiązania lub wygaśnięcia umowy o świadczenie usług
dystrybucji lub umowy kompleksowej, bez dokonania trwałego
demontaŜu elementów przyłącza.
Działalność gospodarcza wykonywana przez operatora systemu
przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług
przesyłania lub dystrybucji w celu zapewnienia bezpiecznego
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz zapewnienia,
zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie ustawy Prawo
energetyczne, wymaganych parametrów technicznych energii
elektrycznej w przypadku wystąpienia ograniczeń
technicznych w przepustowości tych systemów.
86/111
IRiESD
ZAŁĄCZNIK NR 1
Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych
przyłączanych do sieci dystrybucyjnej
1.
POSTANOWIENIA OGOLNE
1.1.
Wymagania zawarte w niniejszym załączniku dotyczą jednostek wytwórczych
przyłączonych i planowanych do przyłączenia do sieci dystrybucyjnej. Przyłączone jednostki
wytwórcze muszą spełniać przedmiotowe wymagania techniczne po ich remoncie lub
modernizacji oraz w innych przypadkach przewidzianych w niniejszej IRiESD.
1.2.
APK S.A. określa warunki przyłączenia, w tym ustala poziom napięcia znamionowego sieci
do której naleŜy przyłączyć jednostki wytwórcze, w zaleŜności od wielkości mocy
przyłączeniowej i lokalnych warunków pracy sieci dystrybucyjnej oraz z uwzględnieniem
wyników ekspertyzy wpływu urządzeń i instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny,
która opracowana jest przez APK S.A.
1.3.
Sposób przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej, powinien umoŜliwiać
ich odłączenie oraz stworzenie przerwy izolacyjnej.
1.4.
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyŜej 150 kVA przyłączane do sieci
dystrybucyjnej powinny być zautomatyzowane i dostosowane do zdalnego sterowania. APK
S.A. decyduje o konieczności wyposaŜenia łącznika sprzęgającego jednostkę wytwórczą z
siecią dystrybucyjną w urządzenia umoŜliwiające zdalne sterowanie.
1.5.
Dla jednostek wytwórczych planowanych do przyłączenia do sieci dystrybucyjnej SN lub
nN, moc zwarciowa (Sk) w miejscu przyłączenia powinna być przynajmniej 20 razy większa
od łącznej mocy znamionowej jednostek wytwórczych przyłączonych lub planowanych do
przyłączenia do sieci dystrybucyjnej zasilanej z tej samej, co dany punkt przyłączenia stacji
transformatorowej 110 kV/SN.
1.6.
Moc zwarciowa w miejscu przyłączenia, o której mowa w pkt. 1.5. wyznaczona jest dla
minimalnej konfiguracji sieci dystrybucyjnej.
1.7.
Minimalna konfiguracja sieci dystrybucyjnej jest to stan pracy przy minimalnym poziomie
mocy zwarciowej po stronie SN, wyłączonych wszystkich jednostkach wytwórczych
przyłączonych bezpośrednio do szyn zbiorczych rozdzielni SN, jak równieŜ do linii SN
wyprowadzonych ze stacji transformatorowej 110 kV/SN, do której przyłączona jest
rozpatrywana jednostka wytwórcza.
1.8.
W przypadku opracowania przez APK S.A. ekspertyzy wpływu przyłączenia jednostek
wytwórczych na pracę sieci dystrybucyjnej lub indywidualnej analizy dla konkretnego
punktu w sieci dystrybucyjnej, dla oceny moŜliwości przyłączenia jednostek wytwórczych
przyjmuje się wnioski wynikające z ww. opracowań. Wówczas kryterium określonego w
pkt. 1.5. nie stosuje się.
1.9.
Praca wyspowa jednostek wytwórczych jest moŜliwa jedynie na wyspę urządzeń tego
wytwórcy, o ile uwzględniono to w warunkach przyłączenia.
87/111
IRiESD
2.
URZĄDZENIA ŁĄCZENIOWE
2.1.
Jednostki wytwórcze muszą posiadać następujące urządzenia łączeniowe:
a) łącznik dostosowany do wyłączania jednostki wytwórczej,
b) łącznik do odłączania jednostki wytwórczej i stwarzania przerwy izolacyjnej.
Jeśli w skład jednostki wytwórczej wchodzi transformator, to łączniki te powinny być
zainstalowane od strony sieci, z którą jednostka wytwórcza współpracuje.
Dopuszcza się w uzasadnionych przypadkach stosowanie wspólnych obu wymienionych
łączników lub jednego z nich dla grupy jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci, jeśli
to nie wpłynie na pogorszenie warunków zasilania odbiorców.
2.2.
W przypadku, gdy w układzie sieci jest moŜliwa praca wyspowa jednostki wytwórczej, musi
ona posiadać dodatkowy łącznik dostosowany do oddzielenia wyspy od pozostałej części
sieci dystrybucyjnej.
2.3.
APK S.A. koordynuje pracę łączników, o których mowa w pkt. 2.1. i decyduje o
konieczności ich wyposaŜenia w system zdalnego sterowania i odwzorowania stanu pracy.
2.4.
Urządzenia łączeniowe jednostek wytwórczych współpracujących z falownikami, powinny
być zlokalizowane po stronie prądu przemiennego falownika.
2.5.
Impuls wyłączający przesłany od zabezpieczeń do urządzenia łączeniowego musi
powodować bezzwłoczne wyłączenie jednostki wytwórczej przez to urządzenie.
3.
ZABEZPIECZENIA
3.1
Jednostki wytwórcze powinny być wyposaŜone w zabezpieczenia podstawowe oraz
zabezpieczenia dodatkowe, zgodnie z zapisami pkt. II.4.5. IRiESD oraz pkt. 3 niniejszego
załącznika.
3.2
Zabezpieczenia podstawowe jednostek wytwórczych powinny zostać dobrane zgodnie z
obowiązującymi przepisami i normami. Zabezpieczenia te powinny działać na urządzenie
łączeniowe określone w pkt. 2.1.a), powodując wyłączenie jednostki wytwórczej z ruchu.
3.3
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej do 100 kVA z generatorami asynchronicznymi lub
synchronicznymi powinny być wyposaŜone w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące
zabezpieczenia zerowo-nadnapięciowe oraz zabezpieczenia do ochrony przed: obniŜeniem
napięcia, wzrostem napięcia oraz wzrostem prędkości obrotowej.
3.4
Jednostki wytwórcze współpracujące z falownikami powinny być wyposaŜone w
zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia do ochrony przed: obniŜeniem
napięcia oraz wzrostem napięcia, jak równieŜ w urządzenia pozwalające na kontrolowanie i
utrzymywanie zadanych parametrów jakościowych energii elektrycznej.
3.5
APK S.A. moŜe zdecydować o potrzebie wyposaŜenia jednostek wytwórczych w
zabezpieczenie od mocy zwrotnej i pracy wyspowej.
3.6
Zabezpieczenia dodatkowe powinny powodować otwarcie łącznika sprzęgającego jednostkę
wytwórczą z siecią dystrybucyjną. W zaleŜności od rodzaju pracy jednostki wytwórczej
łącznikiem sprzęgającym jest:
a) łącznik określony w pkt. 2.1.a), gdy jednostka wytwórcza nie ma moŜliwości pracy
wyspowej,
b) łącznik określony w pkt. 2.2., gdy jednostka wytwórcza ma moŜliwość pracy wyspowej.
88/111
IRiESD
3.7
APK S.A. ustala nastawy oraz zwłokę czasową działania zabezpieczeń dodatkowych, w
zaleŜności od miejsca przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci dystrybucyjnej.
3.8
Zabezpieczenie dodatkowe do ochrony przed obniŜeniem lub wzrostem napięcia musi być
wykonane trójfazowo. Jednostka wytwórcza przy obniŜeniu lub wzroście napięcia w jednym
z przewodów fazowych musi być odłączona od sieci trójbiegunowo.
3.9
Jednostki wytwórcze przyłączane lub przyłączone do sieci nN, muszą być wyposaŜone w
automatykę uniemoŜliwiającą pracę wyspową, stąd zabezpieczenia dodatkowe mogą być
zawarte w zestawie zabezpieczeń podstawowych generatora.
3.10
Dla zabezpieczeń dodatkowych do ochrony przed: wzrostem częstotliwości, obniŜeniem
częstotliwości oraz obniŜeniem napięcia, wielkości pomiarowe powinny być pobierane po
stronie nN. Natomiast dla zabezpieczeń dodatkowych: zerowo-nadnapięciowych oraz do
ochrony przed wzrostem napięcia, wielkości pomiarowe powinny być pobierane po
stronie SN.
3.11
Dla generatorów synchronicznych lub asynchronicznych czas działania zabezpieczeń
dodatkowych i czas własny łącznika sprzęgającego muszą być tak dobrane, aby wyłączenie
generatora nastąpiło podczas zaników napięcia spowodowanych zadziałaniem automatyki
SPZ lub SZR.
3.12
APK S.A. moŜe zdecydować o potrzebie stosowania zabezpieczeń róŜnicowoprądowych dla
poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych.
4.
KOMPENSACJA MOCY BIERNEJ
4.1.
Wymagany stopień skompensowania mocy biernej określa APK S.A. w warunkach
przyłączenia.
4.2.
Nie jest wymagane stosowanie urządzeń do kompensacji mocy biernej w przypadku
jednostek wytwórczych, których moc osiągalna określona na przewód fazowy nie przekracza
4,6 kVA (5 kW dla jednostek wytwórczych fotowoltaicznych). W pozostałych jednostkach
wytwórczych naleŜy stosować urządzenia do kompensacji mocy biernej. W jednostkach
wytwórczych charakteryzujących się pracą ze zmienną mocą naleŜy stosować układy
automatycznej regulacji mocy biernej.
4.3.
Moc bierną przy generatorach synchronicznych naleŜy regulować przy pomocy wzbudzenia.
W jednostkach wytwórczych charakteryzujących się pracą ze zmienną mocą naleŜy
stosować układy automatycznej regulacji wzbudzenia.
4.4.
W przypadku generatorów asynchronicznych układ słuŜący do automatycznego bądź
ręcznego załączania kondensatorów do kompensacji mocy biernej powinien być tak
skonstruowany, aby nie było moŜliwe załączenie baterii kondensatorów przed dokonaniem
rozruchu generatora. Wyłączenie generatora i baterii kondensatorów następuje
równocześnie.
4.5.
Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej poprzez falowniki
sieciowzbudne obowiązują warunki dotyczące załączania i odłączania kondensatorów oraz
warunki ich doboru takie same, jak przy generatorach asynchronicznych. W jednostkach
wytwórczych z falownikami niezaleŜnymi kompensacja mocy biernej nie jest wymagana.
89/111
IRiESD
5.
ZAŁĄCZANIE JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
5.1.
Załączenie jednostki wytwórczej do sieci dystrybucyjnej jest moŜliwe tylko, gdy napięcie
sieci istnieje we wszystkich trzech fazach i posiada odpowiednie parametry. W przypadku
stosowania ochrony przed obniŜeniem napięcia powodującej odłączenie jednostki
wytwórczej od sieci dystrybucyjnej, powinna ona mieć zwłokę czasową rzędu kilku minut
pomiędzy powrotem napięcia w sieci dystrybucyjnej, a ponownym załączeniem jednostki
wytwórczej.
5.2.
Dla generatorów asynchronicznych, których rozruch odbywa się przy wykorzystaniu silnika
napędowego, załączenie do sieci dystrybucyjnej powinno następować przy prędkości
obrotowej pomiędzy 95 ÷ 105 % prędkości synchronicznej. Przy zdolnych do pracy
wyspowej, samowzbudnych generatorach asynchronicznych naleŜy dotrzymać warunków
jak dla załączania generatorów synchronicznych, określonych w pkt. 5.4. i 5.5.
5.3.
Dla generatorów asynchronicznych, które dokonują rozruchu jako silnik obowiązują warunki
jak dla przyłączania silników elektrycznych. Dla generatorów o mocy osiągalnej do 100
kVA przyłączonych do sieci dystrybucyjnej nN prąd rozruchu nie powinien przekraczać
wartości 60 A. Dla pozostałych jednostek wytwórczych prąd rozruchu naleŜy ograniczyć w
sposób zapobiegający ujemnemu wpływowi na sieć dystrybucyjną.
5.4.
Dla generatorów synchronicznych wymagane jest urządzenie synchronizujące,
umoŜliwiające załączenie generatora z zachowaniem następujących warunków
synchronizacji:
a) róŜnica napięć –
∆U < ± 10 % Un,
b) róŜnica częstotliwości –
∆f < ± 0,5 Hz,
c) róŜnica kąta fazowego –
∆φ < ± 10°.
5.5.
APK S.A. moŜe ustalić węŜsze granice warunków synchronizacji w momencie załączania
generatorów synchronicznych niŜ podane w pkt. 5.4.
5.6.
Falowniki załącza się tylko, gdy są one bez napięcia po stronie prądu przemiennego. Przy
zdolnych do pracy wyspowej jednostkach wytwórczych z falownikami, które nie są
przyłączane bez napięciowo, naleŜy dotrzymać warunków jak dla załączania generatorów
synchronicznych.
5.7.
Załączanie generatorów do ruchu powinno odbywać się sekwencyjnie, w trybie
uzgodnionym z APK S.A..
6.
KRYTERIA
OCENY
MOśLIWOŚCI
WYTWÓRCZYCH DO SIECI SN
6.1.
Ocenę moŜliwości przyłączenia do sieci SN jednostek wytwórczych o mocy zainstalowanej
większej równej 2 MW dokonuje się na podstawie ekspertyzy wpływu przyłączenia
rozpatrywanego obiektu na KSE, dla pozostałych jednostek wytwórczych oceny dokonuje
się na podstawie indywidualnej analizy dla konkretnego punktu w sieci dystrybucyjnej.
6.2.
W opracowaniach, o których mowa w pkt. 6.1. wykonuje się następujące analizy:
a) odkształcenia napięcia,
b) poziomu wahań napięcia,
c) poziomów wielkości zwarciowych,
d) zachowania lokalnego charakteru źródła,
6.3.
Analiza odkształcenia napięcia
90/111
PRZYŁACZENIA
JEDNOSTEK
6.3.1.
IRiESD
Dopuszczalne sumaryczne wartości generowanych prądów harmonicznych ih oraz
interharmonicznych iγ w sieci średniego napięcia, zestawiono w poniŜszej tabeli.
6.3.2.
Dla jednostek wytwórczych współpracujących z falownikami, w których
zastosowany jest przekształtnik sześciopołówkowy z wygładzaniem indukcyjnym
i nie są stosowane szczególne środki do redukcji wyŜszych harmonicznych, powinien
być spełniony następujący warunek:
S rA
1
<
S kV 120
gdzie:
SrA – moc osiągalna jednostki wytwórczej,
SkV – moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci
dystrybucyjnej, określona jako iloraz kwadratu napięcia znamionowego sieci oraz
sumy impedancji linii od transformatora do miejsca przyłączenia
i impedancji transformatora
6.3.3.
Harmoniczne napięcia są określone indywidualnie, przez ich względną wartość uh stosunku
wartości skutecznych danej harmonicznej Uh do napięcia składowej podstawowej U1, gdzie h
jest rzędem harmonicznej i łącznie, przez całkowity współczynnik odkształcenia THD,
obliczane z następujących wyraŜeń:
uh =
THD u =
Uh
U1
50
∑U
h =2
2
h
i nie mogą przekraczać wartości:
a) 3,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyŜszym
niŜ 30 kV i wyŜszym niŜ 1 kV,
b) 5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyŜszym
niŜ 1 kV.
91/111
IRiESD
6.4
Analiza poziomu wahań napięcia i częstotliwości
6.4.1
Dopuszczalne zmiany napięcia
Przyjmuje się, Ŝe w normalnym stanie pracy sieci SN suma zmian napięcia powodowanego
przez wszystkie jednostki wytwórcze przyłączone do sieci średniego napięcia zasilanej z
danego stacji SN, w Ŝadnym z punktów przyłączenia do tej sieci jednostek wytwórczych, nie
powinna przekroczyć wartości 2 % w stosunku do napięcia w sieci pracującej bez tych
źródeł:
Δ ua
6.4.2.
2%
Przyjmuje się, Ŝe szybkie zmiany napięcia powstałe w punktach przyłączenia przez
załączanie i odłączanie jednostek wytwórczych nie prowadzą do niedopuszczalnych
oddziaływań na sieć, jeŜeli:
a) maksymalne zmiany napięcia powstałe na wskutek załączania jednostek wytwórczych
nie przekraczają w miejscu przyłączenia wartości 2%, tj. gdy
Δ umax
2%
i nie będą załączane częściej niŜ raz na 3 minuty,
b) przy odłączeniu jednego lub równocześnie wielu jednostek wytwórczych w jednym
punkcie przyłączenia do sieci, zmiana napięcia w kaŜdym punkcie sieci powinna być
ograniczona do:
Δ umax
5%
Przyjmuje się, Ŝe wszystkie urządzenia wytwarzające, które mogą zostać odłączone z pracy
bądź teŜ wyłączone jednocześnie wskutek zadziałania zabezpieczeń.
6.4.3.
Dla oceny wpływu przyłączenia jednego lub wielu jednostek wytwórczych w punkcie
przyłączenia, ze względu na zmiany napięcia spowodowane oddziaływaniem jednostek
wytwórczych, naleŜy przyjąć następującą wartość długotrwałego wskaźnika migotania
światła w punkcie przyłączenia:
Pst
0,45
Plt
0,35
Wymaganie określone są równieŜ spełnione w przypadkach, gdy:
- dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci SN zasilanych z szyn stacji 110/SN:
S rA
× 100% < 2 N
S kV
- dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci nN:
S rA
3%
× 100% <
S kV
k
gdzie:
SrA
– moc osiągalna jednostki wytwórczej,
SkV
– moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci
dystrybucyjnej,
N – liczba przekształtników tyrystorowych o jednakowych lub zbliŜonych do siebie
mocach znamionowych, współpracujących z jednostką wytwórczą,
k – współczynnik wynoszący:
1 - dla generatorów synchronicznych,
2
- dla generatorów asynchronicznych, które są załączane przy
95 % ÷ 105 % ich prędkości synchronicznej,
Ia/Ir - dla generatorów asynchronicznych, które są wprowadzane na obroty
jako silnik,
92/111
IRiESD
8 - dla przypadków, gdy nie jest znany prąd rozruchu,
Ia – prąd rozruchowy,
Ir – znamionowy prąd ciągły.
6.4.4.
Częstotliwość znamionowa wynosi 50 Hz z dopuszczalnym odchyleniem
zawierającym się w przedziale od -0,5Hz do +0,5 Hz, przez 99,5% czasu tygodnia.
6.4.5.
Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, w kaŜdym
tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia
zasilającego powinno mieścić się w przedziale odchyleń ±5% napięcia
znamionowego lub deklarowanego (w sieciach niskiego napięcia wartości napięć
deklarowanych i znamionowych są równe).
6.5.
Analiza poziomów wielkości zwarciowych
6.5.1.
Łączna, maksymalna moc zwarciowa Sk”SN na szynach rozdzielni SN stacji 110 kV/SN
powinna spełniać warunek:
Sk”SN
Sk”dop
gdzie:
Sk”dop – maksymalna moc zwarciowa na szynach rozdzielni SN stacji 110 kV/SN, przy której
nie następuje przekroczenie dopuszczalnego prądu zwarciowego w linii SN o określonym
przekroju.
6.5.2.
Ocena zdolności wyłączeniowej aparatury.
Prąd wyłączalny aparatury musi być większy niŜ maksymalny prąd zwarciowy na szynach
SN, po uwzględnieniu udziału źródeł lokalnych przyłączonych do sieci SN.
6.6.
Analiza zachowania lokalnego charakteru źródła.
6.6.1.
Wyznaczenie łącznej macy lokalnych źródeł moŜliwych do przyłączenia do sieci SN ze
względu na zachowanie lokalnego charakteru źródeł.
6.6.1.1.
Kryterium to słuŜy do określenia poziomu mocy wytwórczej moŜliwej do przyłączenia w
danej stacji SN (bezpośrednio lub poprzez istniejącą sieć SN), przy uwzględnieniu:
a) minimalnym obciąŜeniu poszczególnych sekcji,
c) mocy zainstalowanej źródeł przyłączonych lub planowanych do przyłączenia do sieci SN
współpracującej z daną stacją 110 kV/SN.
6.6.1.2.
Kryterium to jest opisane zaleŜnością:
Sobc
Σ SGn
gdzie:
Sobc – minimalne obciąŜenie [MVA],
Σ SGn - suma mocy zainstalowanych źródeł w sieci SN [MVA].
ΣSGn naleŜy przyjąć jako sumę mocy zainstalowanych wszystkich źródeł przyłączonych i
planowanych do przyłączenia do sieci SN (wydane warunki przyłączenia) zasilanej z obu
sekcji stacji. Przy określeniu wartości mocy SGn naleŜy przyjąć tgφ=0,4.
Sobc naleŜy przyjąć jako minimalne obciąŜenie stacji w ciągu roku. Przy określeniu wartości
Sobc naleŜy przyjąć tgφ=0,4.
93/111
IRiESD
7.
KRYTERIA OCENY MOśLIWOŚCI
WYTWÓRCZYCH DO SIECI nN
7.1.
Podstawowym wymaganiem dla źródeł przyłączanych do sieci nN jest spełnienie zaleŜności,
aby całkowita moc przyłączeniowa wszystkich źródeł (pracujących lub planowanych do
przyłączenia) nie przekroczyła mocy znamionowej transformatora zainstalowanego w stacji
SN/nN. NaleŜy równieŜ wziąć pod uwagę, aby moc przyłączeniowa wszystkich generatorów
przyłączonych do stacji transformatorowej SN/nN nie przekraczała mocy szacowanego lub
zmierzonego obciąŜenia transformatora (np. model średniorocznego obciąŜenia, dane z
rejestratorów).
7.2.
Źródła przyłączane lub przyłączone do sieci nN muszą być wyposaŜone w automatykę
powodującą trwałe odłączenie źródła od sieci nN, w przypadku zaniku napięcia w tej sieci.
Załączenie źródła moŜe nastąpić po ponownym pojawieniu się napięcia ze zwłoką czasową
określoną przez OSD w warunkach przyłączenia lub umowie o przyłączenie.
8.
DODATKOWE WYMAGANIA DLA MIKROŹRÓDEŁ WSPÓŁPRACUJĄCYCH Z
SIECIĄ DYSTRYBUCYJNĄ
8.1.
Postanowienia ogólne
8.1.1.
Wymagania techniczne i zalecenia zapisane w pkt. 8 niniejszego załącznika obowiązują
mikroźródła współpracujące z siecią dystrybucyjną, tzn.:
a) przyłączone bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej nN,
b) przyłączone do wewnętrznej sieci nN odbiorcy zasilanej z sieci dystrybucyjnej OSD.
8.1.2.
Mikroźródła – źródło energii o znamionowym prądzie nie większym niŜ 16A (do 3 kW
instalacja 1-fazowa/od 3 kW do 10 kW instalacja 3-fazowa).
8.2.
Przyłączanie mikroźródeł do sieci
8.2.1.
Punktem przyłączenia do sieci dystrybucyjnej mikroźródła, branym pod uwagę przy ocenie
moŜliwości przyłączenia niezaleŜnie od rzeczywistego miejsca przyłączenia, o którym mowa
w pkt. 8.2.2., jest złącze w sieci dystrybucyjnej nN.
8.2.2.
Rzeczywistym miejscem przyłączenia jest punkt przyłączenia mikroźródła do sieci lub
instalacji. Rzeczywisty punkt przyłączenia jest uzaleŜniony od sposobu przyłączenia
mikroźródła:
a) jednofazowo – w obwodzie istniejącej wewnętrznej instalacji elektrycznej odbiorcy lub w
szafce pomiarowej,
b) wielofazowo – w szafce pomiarowej.
8.3.
Kryteria współpracy z siecią
8.3.1.
Mikroźródło przyłączane do sieci dystrybucyjnej w określonym punkcie powinno spełniać
następujące kryteria:
a) stabilności lokalnej,
b) moc zwarciowa w punkcie przyłączenia powinna być przynajmniej 20 razy większa od
mocy znamionowej mikroźródła,
c) względna zmiana napięcia w sieci dystrybucyjnej nN przy zrzucie mocy mikroźródła nie
moŜe przekroczyć 3%.
8.3.2.
Wymagania dotyczące urządzeń łączeniowych zawarto w odpowiednich zapisach pkt. 2
niniejszego załącznika.
94/111
PRZYŁĄCZENIA
JEDNOSTEK
IRiESD
8.3.3.
Wymagania dotyczące zabezpieczeń zawarto w odpowiednich zapisach pkt. 3 niniejszego
załącznika.
8.3.4.
Wymagania dotyczące załączania mikroźródeł zawarto w odpowiednich zapisach pkt. 5
niniejszego załącznika.
95/111
IRiESD
ZAŁĄCZNIK NR 2
Zasady dokonywania oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz
konserwacji i remontów urządzeń, instalacji oraz sieci dystrybucyjnych
1.
OGLĘDZINY ELEKTROENERGETYCZNEJ SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
1.1.
Oględziny elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej powinny być wykonywane w miarę
moŜliwości podczas ruchu sieci, w zakresie niezbędnym do ustalenia jej zdolności do pracy.
1.2.
Planowe oględziny linii napowietrznych wykonuje się:
a) napięciu znamionowym 110 kV nie rzadziej niŜ raz w roku,
b) napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV nie rzadziej niŜ raz na 5 lat,
c) w przypadkach, gdy linie te lub ich części są naraŜone na szczególnie szkodliwe wpływy
atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania,
nie rzadziej niŜ raz w roku.
Doraźne oględziny linii wszystkich napięć wykonuje się według potrzeb w celu
zlokalizowania uszkodzenia lub ustalenia zakresu podjęcia niezbędnych działań
zapobiegawczych przed niewłaściwą jej pracą.
1.3.
Podczas przeprowadzania oględzin linii napowietrznych sprawdza się w szczególności:
a) stan konstrukcji wsporczych, fundamentów i ścian,
b) stan przewodów i ich osprzętu,
c) stan podwieszonej linii światłowodowej wraz z osprzętem lub innych systemów
łączności montowanych na linii,
d) stan łączników, ochrony przeciwprzepięciowej i przeciwporaŜeniowej,
e) stan widocznych elementów kablowych sprawdzanej linii napowietrznej wraz z
przynaleŜnym do nich osprzętem,
f) stan izolacji linii,
g) stan napisów: informacyjnych i ostrzegawczych oraz zgodność oznaczeń dokumentacją
techniczną,
h) stan instalacji oświetleniowej i jej elementów,
i) zachowanie prawidłowej odległości przewodów od ziemi, zarośli, gałęzi drzew oraz od
obiektów znajdujących się w pobliŜu linii,
j) zachowanie prawidłowej odległości od składowisk materiałów łatwo zapalnych,
k) wpływ na konstrukcje linii działania wód lub osiadania gruntu,
l) zgodność obiektu z dokumentacją eksploatacyjną.
1.4.
Oględziny linii kablowych są przeprowadzane:
a) nie przeprowadza się oględzin linii kablowych o napięciu znamionowym niŜszym niŜ
110 kV,
b) w przypadkach, gdy linie kablowe lub jej elementy są naraŜone na szkodliwe wpływy
atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania,
niezaleŜnie od napięcia, oględziny naleŜy przeprowadzać nie rzadziej niŜ raz w roku.
1.5.
Oględziny stacji przeprowadza się w stacji SN/SN, SN/nN – w pełnym zakresie nie rzadziej
niŜ raz na 5 lat. W przypadkach, gdy stacje są naraŜone na szkodliwe wpływy atmosferyczne
i niszczące działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania – nie rzadziej niŜ
raz na rok.
96/111
IRiESD
1.6.
Podczas przeprowadzania oględzin stacji w skróconym zakresie, w zaleŜności od
wyposaŜenia sprawdza się w szczególności:
a) stan i gotowość potrzeb własnych prądu przemiennego,
b) stan prostowników oraz baterii akumulatorów w zakresie określonym odrębnymi
przepisami,
c) zgodność połoŜenia przełączników automatyki z aktualnym układem połączeń stacji,
d) działanie oświetlenia elektrycznego (zasadniczego i awaryjnego) stacji,
e) stan techniczny transformatorów, przekładników, wyłączników, odłączników, dławików
gaszących, rezystorów i ograniczników przepięć,
f) gotowość ruchową układów zabezpieczeń, automatyki i sygnalizacji oraz central
telemechaniki,
g) działanie rejestratorów zakłóceń,
h) działanie systemów nadzoru pracy stacji,
i) stan i gotowość ruchową aparatury i napędów łączników,
j) gotowość ruchową przetwornic awaryjnego zasilania urządzeń teletechnicznych,
k) działanie łączy teletechnicznych oraz innych urządzeń stacji, określonych w instrukcji
eksploatacji,
l) stan zewnętrzny izolatorów i głowic kablowych,
m) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach.
1.8.
Podczas przeprowadzania oględzin stacji w pełnym zakresie, w zaleŜności od wyposaŜenia
sprawdza się w szczególności:
a) spełnienie warunków przewidzianych w zakresie skróconych oględzin,
b) stan i warunki przechowywania oraz przydatność do uŜytku sprzętu ochronnego,
c) zgodność schematu stacji ze stanem faktycznym,
d) zgodność układu połączeń stacji z ustalonym w układzie pracy,
e) stan urządzeń i instalacji spręŜonego powietrza,
f) stan układów i urządzeń elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, w zakresie
określonym w Instrukcji eksploatacji układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych
regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych, będącej
dokumentem związanym z IRiESD,
g) stan napisów i oznaczeń informacyjno-ostrzegawczych,
h) stan baterii kondensatorów,
i) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach,
j) działanie przyrządów kontrolno-pomiarowych,
k) aktualny stan liczników rejestrujących zadziałanie ochronników, wyłączników,
przełączników zaczepów i układów automatyki łączeniowej,
l) stan dróg, przejść, pomieszczeń, ogrodzeń i zamknięć przy wejściach do pomieszczeń
ruchu elektrycznego i na teren stacji,
n) stan fundamentów, kanałów kablowych, konstrukcji wsporczych, instalacji wodnokanalizacyjnych,
o) stan ochrony przeciwprzepięciowej, kabli, przewodów i ich osprzętu,
p) stan urządzeń grzewczych i wentylacyjnych oraz wysokości temperatury
w pomieszczeniach, a takŜe warunki chłodzenia urządzeń,
q) działanie lokalizatorów uszkodzeń linii oraz innych urządzeń stacji, określonych
w instrukcji eksploatacji,
r) kompletność dokumentacji eksploatacyjnej i ruchowej znajdującej się w stacji,
s) stan instalacji i urządzeń przeciwpoŜarowych oraz sprzętu poŜarniczego.
97/111
IRiESD
2.
PRZEGLĄDY ELEKTROENERGETYCZNEJ SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
2.1.
Terminy i zakresy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci
dystrybucyjnej powinny wynikać z przeprowadzonych oględzin oraz oceny stanu
technicznego sieci, z uwzględnieniem zapisów dotyczących wykonywania pomiarów i prób
określonych w Tabeli nr 1.
2.2.
Przegląd linii napowietrznych obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym w pkt. 1.3.,
b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w Tabeli nr 1,
c) konserwacje i naprawy.
2.3.
Przegląd linii kablowej obejmuje w szczególności:
c) konserwacje i naprawy.
2.4.
Przegląd urządzeń stacji obejmuje w szczególności:
d) sprawdzenie działania układów zabezpieczeń, automatyki, pomiarów, telemechaniki i
sygnalizacji oraz środków łączności,
e) sprawdzenie działania i współpracy łączników oraz ich stanu technicznego,
f) sprawdzenie działania urządzeń i instalacji spręŜonego powietrza,
g) sprawdzenie działania urządzeń potrzeb własnych stacji, prądu przemiennego i stałego,
h) sprawdzenie ciągłości i stanu połączeń głównych torów prądowych,
i) sprawdzenie stanu osłon, blokad, urządzeń ostrzegawczych i innych urządzeń
zapewniających bezpieczeństwo pracy,
j) konserwacje i naprawy.
3.
OCENA STANU TECHNICZNEGO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
3.1.
APK S.A. zapewnia wykonanie ocen stanu technicznego obiektów, układów, urządzeń i
instalacji eksploatowanej przez siebie elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej.
3.2.
Oceny stanu technicznego elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej lub jej elementów
przeprowadza się w czasookresach określanych na podstawie wyników oględzin oraz prób i
pomiarów eksploatacyjnych.
3.3.
Przy dokonywaniu oceny stanu technicznego elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej
uwzględnia się w szczególności:
a) wyniki oględzin, przeglądów, prób i pomiarów eksploatacyjnych,
b) zalecenia wynikające z programu pracy tych sieci,
c) dane statystyczne o uszkodzeniach i zakłóceniach w pracy sieci,
d) wymagania określone w dokumentacji fabrycznej,
e) wymagania wynikające z lokalnych warunków eksploatacji,
f) wiek sieci oraz zakresy i terminy wykonanych zabiegów konserwacyjnych napraw i
remontów,
g) warunki wynikające z planowanej rozbudowy sieci,
h) warunki bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpoŜarowej,
i) warunki ochrony środowiska naturalnego.
3.4.
APK S.A. zapewnia wykonywanie ocen stanu technicznego obiektów, układów, urządzeń i
instalacji eksploatowanej przez siebie sieci dystrybucyjnej.
98/111
4.
IRiESD
REMONTY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
Remonty urządzeń, instalacji i sieci przeprowadza się w terminach i zakresach wynikających
oględzin, przeglądów lub dokonanej oceny stanu technicznego.
4. OGLĘDZINY,
INSTALACJI
PRZEGLĄDY,
OCENA
STANU
TECHNICZNEGO
I
REMONTY
5.1.
Właściciel instalacji odpowiada za ich naleŜyty stan techniczny, w tym za prawidłowe ich
utrzymanie oraz prowadzenie eksploatacji, zgodnie z Tabelą nr 1 i odrębnymi przepisami.
5.2.
Oględziny instalacji przeprowadza się nie rzadziej niŜ co 5 lat, sprawdzając w szczególności:
a) stan widocznych części przewodów, izolatorów i ich zamocowania,
b) stan dławików w miejscu wprowadzenia przewodów do skrzynek przyłączeniowych,
odbiorników energii elektrycznej i osprzętu,
c) stan osłon przed uszkodzeniami mechanicznymi przewodów,
d) stan ochrony przeciwporaŜeniowej,
e) gotowość ruchową urządzeń zabezpieczających, automatyki i sterowania,
f) stan napisów informacyjnych i ostrzegawczych oraz oznaczeń, a takŜe ich zgodność z
dokumentacją techniczną.
5.3.
Przegląd instalacji obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym pkt. 5.2.,
b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w Tabeli nr 1 do niniejszego załącznika,
c) sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporaŜeniowej,
d) konserwacje i naprawy.
99/111
IRiESD
Tabela nr 1
ZAKRES POMIARÓW I PRÓB EKSPLOATACYJNYCH URZĄDZEŃ SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH ORAZ
TERMINY ICH WYKONANIA
L.p.
1.
2.
Nazwa urządzenia
Linie kablowe z izolacją
papierową przesyconą o
napięciu znamionowym
1 do 30 kV
polietylenową o napięciu
znamionowym
1 do 30 kV
Rodzaj pomiarów i prób
eksploatacyjnych
Sprawdzenie ciągłości Ŝył
Pomiar rezystancji izolacji
Próba napięciowa izolacji
Próba napięciowa dodatkowej
powłoki polwinitowej lub
polietylenowej
Wymagania techniczne
Brak przerwy w Ŝyłach
Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy
100/111
Po wykonaniu
naprawy
temperaturze 200 C większa od 50 MΩ
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. napięcie
wyprostowane 76 kV dla kabli o Uzn=30kV, 54 kV dla
kabli o Uzn=20kV, 39 kV dla kabli o Uzn=15kV, 27 kV
dla kabli o Uzn=10kV i 20 kV dla kabli o Uzn=6kV
Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie Po wykonaniu naprawy
wyprostowane o wartości 5 kV
w uzasadnionych
przypadkach
Po wykonaniu
naprawy
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75
wartości napięcia wyprostowanego wymaganego przy
próbie fabrycznej.
Dopuszcza się wykonanie próby napięciem
wolnozmiennym
0,1 Hz o wartości 3 U0 w czasie 60 minut
Dla kabli o izolacji z PE 1,5 Un dla przypadków
uzasadnionych technicznie
Termin wykonania
L.p.
3.
4.
5.
Nazwa urządzenia
polwinitową o napięciu
znamionowym powyŜej
1 do 30 kV
IRiESD
eksploatacyjnych
polietylenowej
polietylenowej
Linie kablowe o napięciu Sprawdzenie ciągłości Ŝył
do 1 kV
Wyłączniki o napięciu
znamionowym
od 1 kV do 60 kV
(małoolejowe,
próŜniowe)
Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75
wartości napięcia wyprostowanego wymaganego przy
próbie fabrycznej.
Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie
10
temperaturze 200 C nie mniejsza niŜ 3
S
głównej wyłącznika.
nie mniej niŜ 2 MΩ
gdzie S – przekrój Ŝyły kabla w mm2
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu do
eksploatacji, nie mniej niŜ 3 000 MΩ
Pomiar rezystancji głównych
torów prądowych wyłącznika.
Nie więcej niŜ 120% wartości wymaganej przy
przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
Termin wykonania
Po wykonaniu naprawy
w uzasadnionych
przypadkach
Po wykonaniu
naprawy
w uzasadnionych
przypadkach
w uzasadnionych
przypadkach
Po wykonaniu
naprawy
Po przeglądzie.
Nie rzadziej niŜ co 5 lat.
Dla wyłączników z
próŜniowych, zgodnie
wymaganiami
producenta.
101/111
L.p.
Nazwa urządzenia
5
6
7
8
IRiESD
eksploatacyjnych
Ograniczniki przepięć i
odgromniki.
Termin wykonania
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu
wyłącznika do eksploatacji. Czasy niejednoczesności
otwierania i zamykania wyłącznika nie powinny być
większe niŜ :
5 ms – przy otwieraniu i zamykaniu wyłącznika którego
bieguny są sprzęgnięte mechanicznie.
10 ms – przy otwieraniu pozostałych typów
wyłączników.
20 ms – przy zamykaniu pozostałych typów
wyłączników.
Metodą termowizyjną przy obciąŜeniu prądowym nie
mniejszym niŜ 30 % obciąŜenia znamionowego
Dla wyłączników z
próŜniowych, zgodnie
wymaganiami
producenta.
uzwojeń pierwotnych i wtórnych.
Badania oleju w przekładnikach
olejowych niehermetyzowanych,
wyposaŜonych we wskaźniki
poziomu oleju, wykonane w razie
uzyskania negatywnych wyników
pomiaru rezystancji izolacji
70 % wartości wymaganej przy przyjmowaniu
przekładników do eksploatacji
Nie rzadziej niŜ co 10lat,
chyba, Ŝe instrukcja
fabryczna przewiduje
inaczej
Pomiar rezystancji uziemienia
lub rezystancji przejścia do
sprawdzonego układu
uziomowego
Sprawdzenie liczników
zadziałań ograniczników
przepięć, których zadziałania są
rejestrowane i analizowane
Rezystancja uziemienia nie większa niŜ 5 Ω , a
rezystancja
Pomiar czasów własnych i
czasów niejednoczesności
otwierania i zamykania
wyłącznika
Połączenia prądowe w
rozdzielniach SN i
rozdzielniach sieciowych
SN/SN
Przekładniki napięciowe,
prądowe i zespolone o
wyŜszym niŜ 1 kV
Badanie stanu połączeń
prądowych
metodą termowizyjną
102/111
Nie rzadziej niŜ co 5 lat
Olej przekładnika o napięciu znamionowym 110 kV lub
niŜszym powinien spełniać wymagania jak dla
transformatorów o mocy do 100 MVA
przejścia nie większa niŜ 0,05 Ω
Licznik powinien zadziałać przy impulsie prądowym
z kondensatora
Nie rzadziej niŜ co 10lat
Nie rzadziej niŜ co 10
lat, chyba, Ŝe instrukcja
fabryczna przewiduje
inaczej
L.p.
Nazwa urządzenia
9
Rezystory uziemiające
10
Transformatory suche
11
Transformatory olejowe
o mocy 0,02 – 1,6
MVA oraz dławiki do
kompensacji
ziemnozwarciowej
12
Zabezpieczenia i
obwody wtórne w
rozdzielniach SN.
IRiESD
eksploatacyjnych
Sprawdzenie ciągłości
połączeń.
Wartości zgodne jak przy przyjmowaniu do eksploatacji Nie rzadziej niŜ co 5 lat
oraz po stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy.
Pomiar rezystancji izolacji R30 Wartość rezystancji izolacji jak przy przyjmowaniu do
Po remoncie oraz po
eksploatacji.
stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy,
Pomiar rezystancji uzwojeń lub Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora
Nie wymaga się badania
pomiar przekładni
transformatora w czasie
jego prawidłowej
eksploatacji
Pomiar rezystancji izolacji R30 R60 35 MΩ przy 30 0C – dla transformatorów w
Po remoncie oraz po
stwierdzeniu
eksploatacji
nieprawidłowej pracy.
Pomiar rezystancji uzwojeń lub Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora
Nie wymaga się badania
pomiar przekładni
transformatora w czasie
Badanie oleju (nie dotyczy
Wygląd klarowny, brak wody wydzielonej i zawartość
jego prawidłowej pracy
transformatorów
ciał
z wyjątkiem
hermetycznych) w zakresie:
obcych
transformatorów potrzeb
- wyglądu
Rezystywność nie niŜsza niŜ 2 x109 Ω m przy 50 0C
własnych i dławików w
Napięcie przebicia nie niŜsze niŜ 35 kV przy temp.
- rezystywności
stacjach SN.
- napięcia przebicia
otoczenia
Badanie nie rzadziej niŜ
co 5 lat
Badanie zabezpieczeń i
Zgodne z przyjętym programem działania EAZ
Zgodnie z wymaganiami
obwodów wtórnych
oraz
producenta.
Ramową Instrukcją Eksploatacji EAZ.
Pomiary rezystancji izolacji
obwodów.
Rezystancja izolacji nie mniejsza niŜ 1 MΩ z tym,
Ŝe dla kaŜdego z elementów wchodzących w skład
obwodów nie mniejsza niŜ 10 MΩ .
Termin wykonania
103/111
L.p.
12
13
14
15
Nazwa urządzenia
Układy rejestracji
zakłóceń i zdarzeń w
rozdzielniach SN.
Ochrona
przeciwporaŜeniowa w
elektroenergetycznych
stacjach SN/ nn
Sieci o napięciu
znamionowym do 1 kV.
Instalacje odbiorcze o
do 1 kV w obiektach
energetycznych.
IRiESD
eksploatacyjnych
Termin wykonania
Próby funkcjonalne rejestracji
Zgodne z przyjętym programem działania rejestracji
oraz Ramową Instrukcją Eksploatacji EAZ.
Zgodnie z wymaganiami
producenta.
obwodów.
Rezystancja izolacji nie mniejsza niŜ 1 MΩ z tym,
Ŝe dla kaŜdego z elementów wchodzących w skład
Pomiar rezystancji uziemień
roboczych, ochronnych.
Sprawdzenie ciągłości
połączeń.
Pomiar napięć i obciąŜeń.
Sprawdzenie skuteczności
działania środków ochrony
PrzeciwporaŜeniowej.
Pomiar rezystancji uziemień.
Sprawdzenie skuteczności
działania środków ochrony
przeciwporaŜeniowej.
Pomiar rezystancji przewodów
roboczych instalacji .
104/111
obwodów nie mniejsza niŜ 10 MΩ .
Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony
przeciwporaŜeniowej
Zgodnie z przepisami w sprawie dopuszczalnych
obciąŜeń i wymaganych poziomów napięć.
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu
instalacji do eksploatacji.
Instalacje na otwartym
powietrzu oraz
instalacje w
pomieszczeniach o
szczególnych
wymaganiach lub
zagroŜeniach – na
podstawie
szczegółowych
przepisów.
L.p.
Nazwa urządzenia
IRiESD
eksploatacyjnych
16
Stacje SN
Pomiar /ustalenie / prądów
ziemnozwarciowych
Zgodnie z przyjętymi zasadami działania układów
kompensacji danej sieci.
Dopuszcza się stosowanie metod obliczeniowych.
17
Kondensatory
sprzęgające
głównej
Wartość rezystancji izolacji nie powinna być
podstawy
Pomiar rezystancji dzielnika
telefonii
nośnej
Pomiar pojemności
18
Baterie akumulatorów
Pomiar napięć i pojemności
105/111
mniejsza niŜ 5000 MΩ
Zgodnie z danymi wytwórcy
Termin wykonania
Nie rzadziej niŜ raz na 5
lat,
oraz po zmianie układu
normalnego sieci.
Nie rzadziej niŜ co 10
lat oraz w przypadku
nieprawidłowej pracy
Wartość rezystancji dzielnika nie powinna być
mniejsza niŜ 50000 MΩ
RóŜnica wartości pojemności w porównaniu do
wartości zmierzonej przy przyjmowaniu do
eksploatacji nie powinna przekraczać 5%
Zgodnie z danymi wytwórcy
Nie rzadziej niŜ 1 raz w
roku,
zalecane co 6 miesięcy
IRiESD
ZAŁĄCZNIK NR 3
Wzór powiadamiania Arctic Paper Kostrzyn S.A. o zawartych umowach
sprzedaŜy energii elektrycznej
Zgłoszenie umowy sprzedaŜy energii elektrycznej.
1. Dane odbiorcy
- imię i nazwisko / nazwa podmiotu…………………………………………………………………………..
- PESEL nr………………………………………………………………………………………………………
- NIP………………………………………………………………………………………………………………
- adres zameldowania / adres siedziby podmiotu……………………………………………………………
…………………………………………………………………………………………………………………….
- adres do korespondencji……………………………………………………………………………………..
2. Punkt dostarczania energii elektrycznej
- adres obiektu / lokalu…………………………………………………………………………………………
- nr ewidencyjny ……………………………………………………………………………………………….
- grupa taryfowa………………………………………………………………………………………………..
- ilość energii elektrycznej objętej umową…………………………………………………………………..
3. Dane dotychczasowego Sprzedawcy
- nazwa Sprzedawcy…………………………………………………………………………………………….
- termin zakończenia obowiązywania umowy z w/w Sprzedawcą
4. Dane nowego Sprzedawcy
- nazwa Sprzedawcy…………………………………………………………………………………………….
- adres Sprzedawcy……………………………………………………………………………………………..
……………………………………………………………………………………………………………………..
- nr Umowy dystrybucyjnej pomiędzy Arctic Paper Kostrzyn SA a Sprzedawcą………………………..
- kod Sprzedawcy……………………………………………………………………………………………….
5. Umowa sprzedaŜy energii elektrycznej
- nr umowy………………………………………………………………………………………………………….
- data zawarcia umowy……………………………………………………………………………………………
- data obowiązywania Umowy……………………………………………………………………………………
- ilość energii elektrycznej objętej Umową
- poinformowanie dotychczasowego Sprzedawcy przez nowego Sprzedawcę o zawarciu umowy z odbiorcą : tak / nie
………………………………………………………………………………………………
6. Lista punktów dostarczania energii
Punkt dostarczania energii
- adres obiektu / lokalu……………………………………………………………………………………………
………………………………………………………………………………………………………………………
- wybrana grupa taryfowa………………………………………………………………………………………..
- ilość energii elektrycznej objętej umową………………………………………………………………………
Punkt dostarczania energii
- adres obiektu / lokalu……………………………………………………………………………………………
………………………………………………………………………………………………………………………
- wybrana grupa taryfowa………………………………………………………………………………………..
- ilość energii elektrycznej objętej umową………………………………………………………………………
106/111
IRiESD
oraz w zgłoszeniu naleŜy podać następujące dane lub załączyć odpowiednie dokumenty:
1. nr fabryczny licznika - dla URD przyłączonych do sieci elektroenergetycznej,
2. datę odczytu oraz wskazanie w odpowiedniej strefie czasowej – nieobligatoryjnie, w przypadku
braku ostatnich dwóch danych APK S.A. przyjmie swoje dane),
3. planowana średnioroczną ilość energii elektrycznej objętej umową sprzedaŜy w podziale na
poszczególne punkty PPE lub w przypadku umów zawartych na okres krótszy niŜ rok planowaną
ilość energii elektrycznej objętą umową w MWh, z dokładnością do 0,001 MWh (w przypadku,
gdy poszczególne punkty PPE są rozliczane w oparciu o standardowe profile zuŜycia i są
rozliczane w róŜnych grupach taryfowych APK S.A., a takŜe o ile jest to wymagane przez APK
S.A., równieŜ w podziale na zagregowane dla danego profilu grupy PPE rozliczane w oparciu o
te profile) – w przypadku nie podania tej wartości zostanie ona określona przez APK S.A. i
traktowana według takich samych zasad jak podana przez odbiorcę i/lub Sprzedawcę. W takim
przypadku APK S.A. nie ponosi Ŝadnej odpowiedzialności za skutki określenia tej wartości,
4. ** Oświadczenie URD, iŜ wyraŜa zgodę na udostępnianie swoich danych pomiarowych przez
APK S.A do Sprzedawcy oraz POB Sprzedawcy
5. ** Oświadczenie URD oraz Sprzedawcy, iŜ dane i informacje zawarte w formularzu
powiadomienia są zgodne ze stanem faktycznym,
6. ** Oświadczenie URD, Ŝe z określoną datą zakończy się okres obowiązywania umowy
sprzedaŜy energii elektrycznej lub umowy kompleksowej z dotychczasowym sprzedawcą,
7. ** Oświadczenie URD, Ŝe wyraŜa zgodę na zawarcie przez APK S.A., w swoim imieniu i na
swoją rzecz, umowy sprzedaŜy ze sprzedawcą rezerwowym wskazanym w IRiESD,
8. Wniosek URD, o zawarcie/aktualizację umowy o świadczenie usług dystrybucji energii
elektrycznej z APK S.A.
9. Dane sprzedawcy rezerwowego takie jak: nazwa, dane teleadresowe, kod nadany przez PGE
Dystrybucja S.A (pozycja wypełniana nieobligatoryjne – w przypadku braku wypełnienia
sprzedawcę rezerwowego określa APK S.A),
10. ** Oświadczenie URD oraz Sprzedawcy, o wyraŜeniu zgody na przetwarzanie danych
osobowych zgodnie z obowiązującymi aktami prawnymi
11. ** Oświadczenie URD oraz Sprzedawcy, Ŝe wnioskują o przyjęcie do realizacji zawartej umowy
sprzedaŜy,
12. Imię, nazwisko oraz podpisy osób zgłaszających,
* – pozycja nie wymagana (w przypadku braku danych w powiadomieniu APK S.A. przyjmie
posiadane własne dane)
** - zgłoszenie dokonane w formie elektronicznej jest równoznaczne ze złoŜeniem oświadczeń
wymienionych w odpowiednich punktach, a zgłaszający potwierdza zgodność treści zawartej
w oświadczeniu ze stanem faktycznym i bierze pełną odpowiedzialność za skutki
wynikające zarówno z oświadczeń jak i braku stosownych oświadczeń
107/111
IRiESD
ZAŁĄCZNIK NR 4
Lista kodów którymi Arctic Paper Kostrzyn S.A. informuje sprzedawcę
o wyniku przeprowadzonej weryfikacji zgłoszonych umów sprzedaŜy
Nr kodu
Objaśnienie
W-00
Weryfikacja pozytywna
W-01
Weryfikacja negatywna - brak kompletnego wypełnienia formularza
powiadomienia o którym mowa w pkt. IX.5.1.1. IRiESD
W-02 (x)
Weryfikacja negatywna - błąd w formularzu powiadamiania w pozycji „x”
W-03
Weryfikacja negatywna - brak wyznaczenia sprzedawcy rezerwowego
posiadającego generalną umowę dystrybucji z APK S.A.
W-04
Weryfikacja negatywna - brak umowy o świadczenie usług dystrybucji
pomiędzy APK S.A. a URD
W-05
Weryfikacja negatywna - brak umowy dystrybucji pomiędzy APK S.A. a
URB sprzedawcy lub URD
W-06
Weryfikacja negatywna - zmiana wybranego sprzedawcy dla danego PPE juŜ
występuje w zgłaszanym okresie
W-07
Weryfikacja negatywna - brak generalnej umowy dystrybucji pomiędzy
APK S.A. a danym Sprzedawcą
W-08
Weryfikacja negatywna
rozliczeniowych
W-09
Weryfikacja negatywna – powiadomienie wpłynęło po zamknięciu bramki
czasowej
W-10
Weryfikacje negatywna – brak lub błędne wskazanie POB lub MB
W-11
Weryfikacja negatywna - inne
-
brak
108/111
dostosowania
układów
pomiarowo-
IRiESD
ZAŁĄCZNIK NR 5
Wykaz standardowych profili zuŜycia energii elektrycznej
Grupa taryfowa B23
W poniŜszej tabeli wartości przedstawiono w [GW]
Data
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
24:00
30-06-2011 0,001862 0,001862 0,001814 0,001882 0,001882 0,001891 0,001978 0,001958 0,002059 0,00203 0,001997 0,002069 0,002035 0,002064 0,001978 0,002078 0,002045 0,002021 0,002006 0,002098 0,002093 0,002016 0,001978 0,002189
Grupa taryfowa C23
W poniŜszej tabeli wartości przedstawiono w [MW]
Data
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
24:00
30-06-2011 0,094619 0,086973 0,083790 0,081636 0,074967 0,228451 0,341501 0,34687 0,346030 0,352664 0,352418 0,352418 0,352418 0,340411 0,348415 0,346417 0,344482 0,344181 0,338876 0,335643 0,334178 0,329806 0,115647 0,103883
Grupa taryfowa C11
W poniŜszej tabeli wartości przedstawiono w [MW]
Data
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
24:00
30-06-2011 0,086405 0,085440 0,082736 0,078751 0,071185 0,109106 0,149862 0,154315 0,165746 0,165325 0,167526 0,153438 0,165746 0,165325 0,167526 0,125356 0,125247 0,120145 0,117611 0,111781 0,109106 0,107041 0,100750 0,093107
109/111
IRiESD
ZAŁĄCZNIK NR 6
Szablon treści pisma przewodniego, stanowiącego odpowiedź Arctic Paper
Kostrzyn SA na ogólne zapytanie o zasady zmiany sprzedawcy
miejscowość, dnia ...................... r.
...(znak pisma)...
Nazwa Klienta
adres
dotyczy:
zasad zmiany sprzedawcy energii elektrycznej.
Zgodnie z obowiązującymi zapisami ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r.
Nr 89, poz. 625 ze zm.), prawo wyboru sprzedawcy posiadają wszyscy odbiorcy energii elektrycznej. Prawo to
oznacza moŜliwość zakupu energii elektrycznej od wybranego przez Odbiorcę sprzedawcy energii elektrycznej, a
proces zmiany sprzedawcy odbywa się na podstawie postanowień Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci
Dystrybucyjnej Arctic Paper Kostrzyn SA.
Stosownie do powyŜszego wskazujemy, Ŝe zgodnie z zapisami Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci
Dystrybucyjnej Arctic Paper Kostrzyn SA., w procesie zmiany sprzedawcy przez Klienta zakwalifikowanego do
grupy przyłączeniowej: IV, V lub VI (zasilanego z sieci niskiego napięcia) niezbędne jest:
1.
obowiązywanie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej pomiędzy Arctic Paper
Kostrzyn SA, a wybranym przez Klienta nowym sprzedawcą;
2.
rozwiązanie lub wygaśnięcie umowy sprzedaŜy lub umowy kompleksowej (umowy zawierającej postanowienia
umowy sprzedaŜy i umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej) zawartej przez Klienta z
dotychczasowym sprzedawcą;
3.
powiadomieniu Arctic Paper Kostrzyn SA o zawarciu umowy sprzedaŜy energii elektrycznej z nowym
sprzedawcą oraz dokonanie przez Arctic Paper Kostrzyn SA pozytywnej weryfikacji zgłoszenia umowy
sprzedaŜy, którego formularz został określony w IRiESD – Arctic Paper Kostrzyn SA
4.
zawarcie przez Klienta umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej z Arctic Paper Kostrzyn
SA
5.
dokonanie odczytu rozliczeniowego (końcowego).
W wyniku zrealizowania procedury zmiany sprzedawcy , od daty wejścia w Ŝycie umowy o świadczenie usług
dystrybucji energii elektrycznej, Klient będzie otrzymywał od Arctic Paper Kostrzyn SA faktury związane ze
świadczonymi usługami dystrybucji energii elektrycznej obejmujące w szczególności opłaty określone w Taryfie dla
usług dystrybucji energii elektrycznej Arctic Paper Kostrzyn SA, natomiast zapłatę naleŜności za pobraną energię
elektryczną Klient będzie dokonywał na rzecz wybranego sprzedawcy.
110/111
IRiESD
ZAŁĄCZNIK NR 7
Szablon treści pisma przewodniego, przedłuŜający termin odpowiedzi na
wniosek o określenie wymagań technicznych dla układów
pomiarowo rozliczeniowych
miejscowość, dnia ...................... r.
...(znak pisma)...
Nazwa Klienta
adres
dotyczy: wymagań technicznych dotyczących układu pomiarowo-rozliczeniowego i transmisji
danych pomiarowych.
W odpowiedzi na wniosek z dnia ........................................ o określenie wymagań technicznych w zakresie układu
pomiarowo rozliczeniowego i układu transmisji danych pomiarowych dla
.................................................................................... uprzejmie informujemy, Ŝe w chwili obecnej przeprowadzane
są szczegółowe analizy techniczne związane z określeniem przedmiotowych wymagań.
Przewidujemy, Ŝe niezbędne analizy przeprowadzone zostaną w terminie ………... Niezwłocznie po dokonaniu
stosownych działań, przedstawimy wymagania techniczne w zakresie układu pomiarowo rozliczeniowego i układu
transmisji danych pomiarowych.
111/111

IRiESD – wersja 1.0 z 12 października 2011r.

Transkrypt

Podobne dokumenty

Procedura poprawy prędkości WiFi dla X1 Soul Aby

Tetratec APS/APK 400 Spare part kit

Działania ekologiczne Arctic Paper Kostrzyn SA

29 III, 18:00 APK Mała Brytania (Little Br

OCR Certyfikat Amber Preprint

Ostrze enie: smartfony z systemem Android

Załącznik nr 2 do Raportu Witam, informuję, że spółka Alumetal SA

Uruchomienie Windows`a na Androidzie